RU2666589C1 - Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода - Google Patents
Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666589C1 RU2666589C1 RU2016125275A RU2016125275A RU2666589C1 RU 2666589 C1 RU2666589 C1 RU 2666589C1 RU 2016125275 A RU2016125275 A RU 2016125275A RU 2016125275 A RU2016125275 A RU 2016125275A RU 2666589 C1 RU2666589 C1 RU 2666589C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen
- fraction
- stream
- gas
- reaction zone
- Prior art date
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 119
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 119
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 95
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 67
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 61
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 56
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 44
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 27
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 36
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 20
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 18
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 15
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 14
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 11
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 8
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 25
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 30
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 12
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 10
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 5
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 3
- 239000002151 riboflavin Substances 0.000 description 3
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 VIB metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 229910052845 zircon Inorganic materials 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- UAMZXLIURMNTHD-UHFFFAOYSA-N dialuminum;magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3] UAMZXLIURMNTHD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000004149 tartrazine Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
- GFQYVLUOOAAOGM-UHFFFAOYSA-N zirconium(iv) silicate Chemical compound [Zr+4].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] GFQYVLUOOAAOGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
- C10G65/08—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
-
- 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
- C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
- C10G65/16—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only refining steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- 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
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- 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
- C10G2400/02—Gasoline
-
- 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
- C10G2400/04—Diesel oil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
- C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
- C10G70/06—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
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
Изобретение относится к способу гидроочистки углеводородного сырья, содержащего сернистые и азотистые соединения, при котором осуществляют следующие стадии: а) разделяют (SEP) углеводородное сырье на фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, б) осуществляют первую стадию гидроочистки, приводя в контакт фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и газовый поток, содержащий водород, с первым катализатором гидроочистки в первой зоне реакции (Z1) для получения первого обессеренного эфлюента, содержащего водород, HS и NH, в) разделяют (D1) первый эфлюент на первую газовую фракцию, содержащую водород, HS и NH, и первую жидкую фракцию, г) очищают (LA) первую газовую фракцию для получения обогащенного водородом потока, д) смешивают фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, с первой жидкой фракцией, получаемой на стадии в), для получения смеси, е) осуществляют вторую стадию гидроочистки, приводя в контакт получаемую на стадии д) смесь по меньшей мере с частью обогащенного водородом потока, получаемого на стадии г), со вторым катализатором гидроочистки во второй зоне реакции (Z2) для получения второго обессеренного эфлюента, содержащего водород, NHи HS, ж) разделяют (D2) второй эфлюент на вторую газовую фракцию, содержащую водород, HS и NHи вторую жидкую фракцию, з) рециркулируют по меньшей мере часть второй газовой фракции, содержащей водород, HS и NH,со стадии б) в качестве газового потока, содержащего водород. Задачей изобретения является оптимизация способа в целях снижения содержания серы и азота в перерабатываемом сырье. 11 з.п. ф-лы, 6 ил., 2 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к области гидроочистки углеводородного сырья, предпочтительно типа газойля. Задачей изобретения является производство углеводородного потока, предпочтительно обессеренного газойля.
Обычно, задачей гидроочистки является переработка углеводородного сырья, в частности, газойльной фракции, для повышения ее характеристик по наличию серы или других гетероатомов, таких как азот, а также для снижения содержания ароматических углеводородных соединений посредством гидрогенизации и увеличения тем самым цетанового числа. В частности, способ гидроочистки углеводородных фракций имеет целью удаление содержащихся в них сернистых или азотистых соединений, для приведения, например, нефтепродукта в соответствие с требованиями технических спецификаций (содержание серы, содержание ароматических соединений и т.д.) для конкретного применения (автомобильное топливо, бензин или газойль, мазут, топливо для реактивных двигателей). Ужесточение норм по загрязнению атмосферы автотранспортом в европейском сообществе заставляет нефтепереработчиков значительно снижать содержание серы в дизельном топливе и бензине (максимум 10 массовых частей на миллион (ч./млн) серы на 1 января 2009 г. против 50 ч./млн на 1 января 2005 г.).
Как представлено на фиг.5, обессеренный газойль является продуктом обычного способа, включающего нагревание в сырья типа газойля с водородом в печи, после чего сырье подается в содержащую катализатор установку для гидрообессеривания с целью гидрообессеривания сырья.
В документе US5,409,599 описывается усовершенствованный способ гидрообессеривания, схожий со схемой, представленной на фиг.6. Со ссылкой на фиг.6, сырье 201 перегоняется в колонне C2 на легкую фракцию 202 и тяжелую фракцию 203. Тяжелая фракция 203 подается в первый реактор R1, затем эфлюент из первого реактора R1 и легкая фракция 202 смешиваются и подаются во второй реактор R2.
Задачей настоящего изобретения является оптимизация способа, описанного в документе US5,409,599, в частности, в целях снижения содержания серы и азота в перерабатываемом сырье.
Настоящее изобретение предлагает извлекать H2S и NH3, coдержащиеся в эфлюенте, выходящем из первого реактора, и максимизировать расход чистого водорода, подаваемого во второй реактор для повышения показателей гидрообессеривания во втором реакторе.
Вообще, изобретение описывает способ гидроочистки углеводородного сырья, содержащего сернистые и азотистые соединения, при котором осуществляют следующие стадии:
а) разделяют углеводородное сырье на фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и фракцию, обогащенную, легкими углеводородными соединениями,
б) осуществляют первую стадию гидроочистки приведением в контакт фракции, обогащенной тяжелыми углеводородными соединениями, и газовый поток, содержащий водород, с первым катализатором гидроочистки в первой зоне реакции для получения первого обессеренного эфлюента, содержащего водород, H2S и NH3,
в) разделяют первый эфлюент на первую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и первую жидкую фракцию,
г) очищают первую газовую фракцию для получения обогащенного водородом потока,
д) смешивают фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, с первой жидкой фракцией, получаемой на стадии в), для получения смеси,
е) осуществляют вторую стадию гидроочистки приведением в контакт смеси, полученной на стадии д), и, по меньшей мере, части обогащенного водородом потока, полученного на стадии г), со вторым катализатором гидроочистки во второй зоне реакции Z2 для получения второго обессеренного эфлюента, содержащего водород, NH3 и H2S,
ж) разделяют второй эфлюент на вторую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и вторую жидкую фракцию,
з) рециркулируют, по меньшей мере, часть второй газовой фракции, содержащей водород, H2S и NH3 со стадии б), в качестве газового потока, содержащего водород.
По изобретению, стадии б) е) ж) и з) могут осуществляться в реакторе, причем первая зона реакции и вторая зона реакции размещаются в названном реакторе, зона реакции отделяется от зоны реакции водонепроницаемой и газопроницаемой тарелкой, вторая газовая фракция циркулирует из первой зоны во вторую зону через названную тарелку.
Можно провести добавку водорода, так чтобы осуществлять вторую стадию гидроочистки в присутствии названной водородной добавки, причем названная водородная добавка содержит, по меньшей мере, 95 объемных % водорода.
Первую зону реакции можно осуществлять при следующих условиях:
- температура от 300°C до 420°C,
- давление от 30 до 120 бар,
- объемная часовая скорость VVH от 0,5 до 4 ч-1,
- соотношение между водородом и углеводородными соединениями от 200 до 1000 Нм3/См3
и вторую зону реакции можно осуществить при следующих условиях:
- температура от 300°C до 420°C,
- давление от 30 до 120 бар,
- объемная часовая скорость VVH от 0,5 до 4 ч-1 ,
- соотношение между водородом и углеводородными соединениями от 200 до 1000 Нм3/См3
Cтадия г) может включать стадию промывки с аминами для получения названного обогащенного водородом потока.
На стадии в) можно разделить первый эфлюент на первый жидкий поток и первый газовый поток, можно частично сконденсировать посредством охлаждения названный первый газовый поток, и можно отделить первый частично сконденсированный поток на второй жидкий поток и второй газовый поток, а на стадии г) можно привести в контакт первый и второй газовый поток с абсорбирующим раствором, содержащим амины, для получения названного обогащенного водородом потока.
Перед осуществлением стадии д) можно привести в контакт названный обогащенный водородом поток с каптажной массой для снижения содержания воды в названном обогащенном водородом потоке.
Можно провести стадию а) в дистилляционной колонне.
Можно подавать водородный поток в колонну, и можно выпускать в голове колонны фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями и содержащую водород, причем водородный поток выбирается из названного обогащенного водородом потока и названной водородной добавки.
Первый катализатор и второй катализатор могут независимо выбираться из катализаторов, состоящих из пористой минеральной подложки, по меньшей мере, одного металлического элемента, выбираемого из группы VI Б, и металлического элемента, выбираемого из группы VIII.
Первый и второй катализаторы могут независимо выбираться из катализатора, состоящего из кобальта и молибдена, осаждаемого на пористую подложку на основе оксида алюминия, и катализатора, состоящего из никеля и молибдена, осаждаемого на пористую подложку на основе оксида алюминия.
Углеводородное сырье может состоять из фракции перегонки, начальная температура выкипания которой составляет от 100°C до 250°C, а конечная температура выкипания составляет от 300°C до 450°C.
В дальнейшем изобретение поясняется описанием вариантов его осуществления со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:
- фиг.1 схематически представляет принцип способа по изобретению,
- фиг. 2, 3 и 4 представляют собой три варианта осуществления способа по изобретению,
- фиг.5 представляет собой обычный способ гидрообессеривания,
- фиг.6 представляет собой схему гидрообессеривания, близкую к способу, описанному в документе US5,409,599.
Со ссылкой на фиг.1, подлежащее переработке углеводородное сырье поступает по трубопроводу 1. Углеводородное сырье может быть керосином и/или газойлем. Углеводородное сырье может быть фракцией перегонки, начальная температура выкипания которой составляет от 100°C до 250°C, предпочтительно от 100°C до 200°C, а конечная температура выкипания составляет от 300°C до 450°C, предпочтительно от 350°C до 450°C. Углеводородное сырье может выбираться из фракции перегонки при атмосферном давлении, фракции вакуумной перегонки, фракции от каталитического крекинга (часто называемой "фракция LCO" от Light Cycle Oil в соответствии с англоязычной терминологией) или фракции от конверсии тяжелого сырья, например, способа коксования, уменьшения вязкости, гидроконверсии остатков. Сырье содержит сернистые соединения, обычно содержанием серы, по меньшей мере, равным 1000 мас.ч./, даже более 5000 мас.ч./млн серы. Сырье содержит также азотистые соединения, например, сырье содержит, по меньшей мере, 50 мас.ч./млн азота, даже, по меньшей мере, 100 мас.ч./млн азота.
Сырье перегоняется на две фракции в установке SEP для получения легкой фракции, выпускаемой по трубопроводу 2, и тяжелой фракции, выпускаемой по трубопроводу 3. Установка SEP может использовать дистилляционную колонну, перегонную колбу между газовой фазой и жидкой фазой, стриппинг-колонну. Тяжелая фракция имеет более высокую температуру выкипания, чем легкая фракция.
Разделение можно проводить в установке SEP для получения фракции перегонки с точкой отсечки от 260°C до 350°C, т.е. легкая фракция содержит соединения, испаряющиеся при температуре, ниже точки отсечки, а тяжелая фракция содержит соединения, испаряющиеся при температуре, выше температуры точки отсечки. Предпочтительно, условия работы установки SEP такие, чтобы нормированный объемный расход (т.е. объемный расход при температуре T=15°C и P=1бар) тяжелой фракции, циркулирующей по трубопроводу 3, составлял от 30% до 80% нормированного объемного расхода сырья, поступающего по трубопроводу 1.
Тяжелая фракция, поступающая по трубопроводу 3, смешивается с содержащим водород потоком, поступающим по трубопроводу 8. Тяжелая фракция может, при необходимости, нагреваться перед введением в зону реакции Z1. После чего смесь подается в зону реактора Z1. Зона реакции Z1 coдержит, по меньшей мере, один катализатор гидроочистки. При необходимости, перед подачей в Z1, смесь может нагреваться и/или расширяться.
Смесь тяжелой фракции и водорода подается в зону реакции Z1 для приведения в контакт с катализатором гидроочистки. Реакция гидроочистки обеспечивает разложение примесей, в частности, примесей, содержащих серу или азот и, при необходимости, частичное удаление ароматических углеводородных соединений и, в частности, полиароматических углеводородных соединений. Разрушение примесей приводит к получению углеводородного гидрорафината и кислотного газа, богатого H2S и NH3, газов, известных как ингибиторы и даже в некоторых случаях яды катализаторов гидроочистки. Эта реакция гидроочистки позволяет также гидрогенезировать, частично или полностью, олефины и частично ароматические ядра. Это позволяет достичь низкого содержания полиароматических углеводородных соединений, например, содержания, ниже 8 массовых % в очищаемом газойле.
Зона реакции Z1 может действовать при следующих рабочих условиях:
- температура от 300°C до 420°C,
- давление от 30 до 120 бар,
- часовая объемная скорость VVH (т.е. отношение между объемным расходом жидкого сырья по отношению к объему катализатора) от 0,5 до 2 ч-1
- объемное соотношение между водородом (в нормальных м3 , т.е. м3 при 0°C и 1 бар) и углеводородами (в стандартных м3, т.е. в м3 при 15°C и 1 бар) в реакторе H2/HC, от 200 до 1000 (Нм3/См3)
- предпочтительно, скорость потока жидкости в зоне реакции Z1 может быть минимально 2 мм/сек.
Рабочие условия зоны реакции Z1 и катализатор, содержащийся в зоне Z1, могут выбираться для снижения содержания серы таким образом, чтобы содержание серы в эфлюенте, отходящем от зоны Z1, снижалось до содержания от 50 до 500 мас.ч./млн. Таким образом, наиболее легко осуществимые реакции гидрогенизации сернистых соединений выполняются в зоне Z1.
Эфлюент, отходящий от зоны реакции Z1 по трубопроводу 4, подается в сепарационное устройство D1 для разделения жидкой фракции, содержащей углеводороды тяжелой фракции, и газовой фракции, обогащенной водородом, H2S и NH3. Например, сепарационное устройство D1 может использовать одну или несколько колб для разделения между газом и жидкостью, при необходимости, с теплообменниками для частичной конденсации газовых потоков. Жидкая фракция выпускается из D1 по трубопроводу 6. Газовая фракция выпускается из D1 по трубопроводу 5. Кроме того, для повышения эффективности экстракции NH3, по меньшей мере, часть эфлюента из зоны реакции Z1 может быть приведена в контакт с водой, подаваемой по трубопроводу 26 в устройство D1. В этом случае выпускают часть жидкой водной фракции, содержащей NH3, из устройства D1 по трубопроводу 6б.
В способе по изобретению, жидкая углеводородная фракция, выпускаемая из устройства D1, содержит сернистые соединения из тяжелой фракции, наиболее стойкие относительно реакций гидрогенизации. По изобретению, жидкую углеводородную фракцию направляют по трубопроводу 6 в зону Z2 для гидрогенизации сернистых соединений, наиболее стойких относительно реакций гидрогенизации.
Более подробно, газовая фракция, обогащенная H2S и NH3, циркулирующая по трубопроводу 5, подается в установку промывки с аминами LA. В установке LA, газовая фракция, обогащенная H2S и NH3 и содержащая водород, приводится в контакт с содержащим амины абсорбирующим раствором. В ходе контактирования кислотные газы абсорбируются аминами, что позволяет получать обогащенный водородом поток. В документах FR2907024 и FR2897066 описываются способы промывки с аминами, которые могут осуществляться в установке промывки с аминами LA. Обогащенный водородом поток может, при необходимости, приводиться в контакт с абсорбентами для извлечения, в частности, воды. Обогащенный водородом газ может содержать, по меньшей мере, 95 объемных %, даже более 99 объемных %, даже более 99,5 объемных % водорода. Обогащенный водородом газ выпускается из установки LA по трубопроводу 10, при необходимости, в сжатом виде посредством компрессора, и рециркулируется в зону реакции Z2, где смешивается с легкой фракцией, поступающей по трубопроводу 2. Как вариант, смешивание водорода и легкой фракции, поступающей по трубопроводу 2, может осуществляться в зоне реакции Z2.
По некоторому варианту, обогащенный водородом газ, выпускаемый из установки LA по трубопроводу 10a, рециркулируется в сепарационную установку SEP, чтобы способствовать разделению стриппингованием: водородный поток уносит легкие соединения из сырья 1. В этом варианте осуществления значительная доля, более 70%, даже более 95 объемных % водорода, поступающего по трубопроводу 10a, оказывается в легкой фракции, циркулирующей по трубопроводу 2.
Кроме того, по трубопроводу 11 может быть проведена добавка свежего водорода. Трубопровод 11 позволяет подавать водород в легкую фракцию, циркулирующую по трубопроводу 2. Водородный поток, поступающий по трубопроводу 11, может быть получен по способу, обычно называемому «паровой риформинг природного газа» или "steam methane reforming", для получения водородного потока из водяного пара и природного газа. Водородный поток 11 может содержать, по меньшей мере, 95%, даже более 98 объемных %, даже более 99 объемных % водорода. Водородный поток может сжиматься до рабочего давления зоны реакции Z2. Предпочтительно, по изобретению, водородный поток 11 поступает от источника, находящегося вне способа, т.е. он не состоит из части эфлюента, получаемого от способа.
По некоторому варианту, добавка свежего водорода может быть внесена по трубопроводу 11a в сепарационную установку SEP, чтобы способствовать разделению стриппингованием: водородный поток увлекает легкие соединения из сырья 1. В этом варианте осуществления значительная доля, более 70%, даже более 95 объемных % водорода, поступающего по трубопроводу 11а, оказывается в легкой фракции, циркулирующей по трубопроводу 2.
Легкая фракция, содержащая водород, поступающая по трубопроводу 2, при необходимости, нагревается, затем смешивается с жидкой углеводородной фракцией, поступающей по трубопроводу 6. Давление жидкой углеводородной фракции, выпускаемой из Z1 по трубопроводу 6, может подниматься посредством насоса Р1, чтобы быть на уровне рабочего давления зоны реакции Z2. После чего смесь подается в зону реакции Z2. Зона реакции Z2 содержит, по меньшей мере, один катализатор гидроочистки. В случае необходимости, перед подачей в зону реакции Z2 смесь может нагреваться и/или расширяться.
Смесь легкой фракции и жидкой углеводородной фракции подается в зону реакции Z2 для приведения в контакт с катализатором гидроочистки. Реакция гидроочистки обеспечивает разложение примесей, в частности, примесей, содержащих серу или азот, и, при необходимости, частичное удаление ароматических углеводородных соединений и, в частности, полиароматических углеводородных соединений. Разложение примесей приводит, в частности, к получению гидрорафинированного углеводородного продукта и кислотного газа, обогащенного H2S и NH3. Направление очищенного водорода, т.е. без или почти без ингибиторных соединений, в частности, H2S и NH3, реакции гидрогенизации в зону Z2 позволяет максимизировать парциальное давление водорода в зоне Z2, чтобы осуществить в ней наиболее трудные реакции гидрогенизации. Поток очищенного водорода поступает из установки для промывки с аминами LA и, при необходимости, от добавки водорода, подаваемой по трубопроводу 11. Предпочтительно, по изобретению, полностью поток от установки для промывки с аминами LA подается в зону Z2. Предпочтительно, по изобретению, присутствующий в зоне Z2 водород поступает только и непосредственно от обогащенного водородом потока от установки LA и добавки водорода, поступающей по трубопроводу 11.
Зона реакции Z2 может функционировать со следующими рабочими условиями:
- температура от 300°С до 420°С,
- давление от 30 до 120 бар,
- предпочтительно, давление Z2 выше давления Z1, например, давление Z2 на 0,5 бар, даже на 1 бар ниже давления Z1, предпочтительно давление Z2 выше на величину от 0,5 бар до 5 бар, предпочтительно от 1 бар до 3 бар по сравнению с давлением Z1,
- часовая объемная скорость VVH от 0,5 до 2ч-1,
- соотношение между водородом и углеводородами Н2/НС от 200 до 1000 (Нм3/См3).
Эфлюент, отходящий из зоны реакции Z2 по трубопроводу 7, подается в сепарационное устройство D2 для разделения жидкой фракции, содержащей углеводороды, и газовой фракции, обогащенной водородом, H2S и NH3. Например, сепарационное устройство D2 может использовать один или несколько сепарационных колб, при необходимости, с теплообменниками, для конденсации газовых потоков. Жидкая фракция выводится из D2 по трубопроводу 9. Эта жидкая фракция состоит из продукта от способа по изобретению, например, обедненного сернистыми, азотистыми и ароматическими соединениями газойля. Газовая фракция выводится из D2 по трубопроводу 8. Газовая фракция рециркулируется по трубопроводу 8 для смешивания с тяжелой фракцией, циркулирующей в трубопроводе 3.
Предпочтительно, по изобретению, сепарационное устройство D2 осуществляет единственную стадию разделения между газом и жидкостью эфлюента, поступающего по трубопроводу 7. Другими словами, D2 использует лишь одно устройство для разделения газа и жидкости. После чего газовая фракция, отходящая от разделеления в D2, направляется непосредственно в зону Z1, предпочтительно, не подвергаясь очистке и без охлаждения. Таким образом, газовая фракция, выходящая из D2, содержит водород, а также H2S и NH3. Однако, то, что эти соединения H2S и NH3 направляются в зону Z1, не является помехой для способа по изобретению, так как наиболее легкие реакции гидрогенизации имеют место в зоне Z1. Предпочтительно, целиком вся газовая фракция, выходящая из сепарационного устройства D2, подается непосредственно в зону Z1.
Преимущество способа по изобретению заключается в возможности интегрировать зоны реакции Z1 и Z2, а также сепарационное устройство D2 в одном реакторе, как описано со ссылкой на фиг.2, 3 и 4.
Кроме того, способ по изобретению позволяет адаптировать стадию разделения в установке SEP, например, точку отсечки в случае дистилляции, во время цикла и тем самым сократить жидкую фракцию, перерабатываемую в зоне реакции Z1, используя при этом такие же расходы водорода, что благоприятно сказывается на реакциях гидрогенизации. Такая гибкость позволяет регулировать расход, подаваемый на переработку между зоной реакции Z1 и зоной реакции Z2, в зависимости от старения катализатора, а след., от снижения качества катализатора. Кроме того, можно выбирать рабочую температуру зоны реакции Z1 независимо от рабочей температуры зоны реакции Z2. Кроме того, давление в зоне реакции Z2 может быть выше давления в зоне Z1, что оказывает благоприятное воздействие на реакции гидроочистки, а след., положительное воздействие, так как именно в этой зоне Z2 перерабатываются соединения, наиболее трудно поддающиеся реакциям гидроочистки.
Зоны реакции Z1 и Z2 могут содержать катализаторы одинаковых составов или катализаторы различных составов. Кроме того, в зоне реакции можно размещать один или несколько слоев катализатора одинакового состава или же несколько слоев катализатора, причем состав катализаторов отличается от слоя к слою. Кроме того, каталитический слой может, при необходимости, состоять из нескольких слоев различных катализаторов.
Катализаторы, используемые в зонах реакции Z1 и Z2, могут, как правило, содержать пористую минеральную подложку, по меньшей мере, один металл или соединение металла группы VIII периодической системы элементов (причем эта группа содержит, в частности, кобальт, никель, железо и т.д.) и, по меньшей мере, один металл или соединение металла группы VIБ названной периодической системы (причем эта группа содержит, в частности, молибден, вольфрам и т.д.).
Сумма металлов или соединений металлов, выраженная в массе металла по отношению к общей массе готового катализатора, часто составляет от 0,5 до 50 масс%. Сумма металлов или соединений металлов группы VIII, выраженная в массе металла по отношению к массе готового катализатора, составляет часто от 0,5 до 15 масс%, предпочтительно от 1 до 10 масс%. Сумма металлов или соединений металлов группы VIБ, выраженная в массе металла по отношению к массе готового катализатора, часто составляет от 2 до 50 масс%, предпочтительно от 5 до 40 масс%.
Пористая минеральная подложка может содержать, без ограничения, одно из следующих соединений: оксид алюминия, двуоксид кремния, циркон, оксид титана, оксид магния, или два соединения, выбранные из предыдущих соединений, например, двуоксид кремния-оксид алюминия или оксид алюминия-оксид магния, или три соединения или более, выбранные из предыдущих соединений, например, двуоксид кремния-оксид алюминия-циркон или двуоксид кремния-оксид алюминия-оксид магния. Подложка может также содержать, частично или полностью, цеолит. Предпочтительно, катализатор содержит подложку, состоящую из оксида алюминия, или подложку, состоящую главным образом из оксида алюминия (например, от 80 до 99,99 масс% оксида алюминия). Пористая подложка может также содержать один или несколько других элементов или соединений промоторов на основе, например, фосфора, магния, бора, кремния, или содержащих галоген. Подложка может содержать, например, от 0,01 до 20 масс% B2O3, или SiO2, или P2O5 или другой галоген (например, хлор или фтор), или 0,02 до 20 масс% ассоциации из нескольких этих промоторов. Обычные катализаторы - это, например, катализаторы на основе кобальта и молибдена, или же никеля и молибдена, или же никеля и вольфрама на подложке из оксида алюминия, причем эта подложка может содержать один или несколько промоторов, таких как указанные выше.
Катализатор может быть в виде оксида, т.е. он подвергался стадии обжига после пропитки металлов на подложке. Как вариант, катализатор может быть в высушенном аддитивном виде, т.е. катализатор не подвергался стадии обжига после пропитки металлов и органического соединения на подложке.
Фиг.2, 3 и 4 описывают три варианта осуществления способа, описанного в общем виде со ссылкой на фиг.1, в которых зоны реакции Z1 и Z2, а также сепарационное устройство D2, объединены в одном реакторе R1. Реактор R1 может быть цилиндрической формы, ось которой вертикальна. Зона реакции Z1 размещается под зоной реакции Z2 в реакторе R1. Сепарационное устройство D2 фиг.1 принимает форму тарелки Р на фиг.2, 3 и 4. Сепарационная тарелка Р размещается между зоной Z2 и Z1. Тарелка Р обеспечивает циркуляцию газа от зоны Z2 в зону Z1. Напротив, тарелка Р является водонепроницаемой. Таким образом, жидкость, циркулирующая в зоне Z2, собирается тарелкой Р для удаления из реактора R1 по трубопроводу 9. Тот факт, что зоны реакции Z1 и Z2, а также сепарационное устройство D2 объединены в одном реакторе, позволяет осуществлять способ по изобретению в компактном едином устройстве. Обозначения на фиг.2, 3 и 4, идентичные обозначениям на фиг.1, обозначают те же элементы.
Со ссылкой на фиг.2, сырье, поступающее по трубопроводу 1, разделяется на две фракции в дистилляционной колонне С. На дне колонны С выпускают эфлюент по трубопроводу 20. Дно колонны С снабжено ребойлером R, который позволяет выпаривать часть эфлюента, выпускаемого на дне колонны С по трубопроводу 20, и повторно вводить эту часть в виде пара на дне колонны С по трубопроводу 21. Другая часть эфлюента 20 выпускается по трубопроводу 3. Выпускаемый в голове колонны С эфлюент охлаждается в теплообменнике Е1 для конденсации. Часть конденсатов 22 рециркулируется в голову колонны С в качестве рефлюкса. Другая часть эфлюента после конденсации в теплообменнике Е1 выпускается по трубопроводу 2.
Таким образом, дистилляционная колона С позволяет получать легкую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 2, и тяжелую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 3. Дистилляционная колонна С может действовать для получения фракции с температурой отсечки от 260°С до 350°С, т.е. так чтобы легкая фракция содержала соединения, выпаривающиеся при температуре, ниже температуры отсечки, а тяжелая фракция содержала соединения, выпаривающиеся при температуре, выше температуры точки отсечки. Предпочтительно, дистилляционная колонна действует таким образом, чтобы нормированный объемный расход (т.е. объемный расход при Т=15°С и Р=1бар) тяжелой фракции, циркулирующей по трубопроводу 3, составлял от 30% до 80% нормированного объемного расхода сырья, поступающего по трубопроводу 1. Для изменения рабочих условий колонны С можно, в частности, изменять расход и/или температуру потока после повторного кипячения, получаемого посредством ребойлера R, и/или можно изменять расход и/или температуру рефлюкса, поступающего по трубопроводу 22.
Тяжелая фракция, поступающая по трубопроводу 3, подается в нижнюю часть реактора R, содержащего зону реакции Z1 после возможного нагревания в теплообменнике или в печи. Тяжелая фракция подается в реактор R между тарелкой Р и зоной Z1. В пространстве между тарелкой Р и зоной Z1 тяжелая фракция смешивается с потоком водорода, H2S и NH3, поступающим из зоны Z2 через сепарационную тарелку Р. После чего смесь проходит через зону реакции Z1.
Эфлюент от зоны Z1 выпускается из реактора по трубопроводу 4 для подачи в сепарационную колбу В1. Колба В1 обеспечивает разделение первой жидкой углеводородной фракции, выпускаемой по трубопроводу 23, и первой газовой фракции, выпускаемой по трубопроводу 24. Первая газовая фракция, циркулирующая в трубопроводе 24, охлаждается посредством теплообменника Е2 для частичной конденсации. Предпочтительно, теплообменник Е2 конденсирует большую часть углеводородов, содержащихся в эфлюенте 24, и сохраняет большую часть водорода, NH3 и H2S в газообразной форме. Частично сконденсированный поток, выходящий из Е2, подается сепарационную колбу В2 для разделения второй жидкой фракции, содержащей углеводороды, и второй жидкой фракции, богатой водородом, NH3 и H2S. Жидкая углеводородная фракция выпускается из В2 по трубопроводу 25. Газовая фракция выпускается из В2 по трубопроводу 5. Богатые углеводородами жидкие фракции, выпускаемые по трубопроводам 23 и 25, объединяются, закачиваются насосом Р1 для подачи по трубопроводу 6 к зоне Z2. При необходимости, по трубопроводу 26 водный поток может добавляться к газовой фракции, циркулирующей по трубопроводу 24, для обеспечения растворения NH3, присутствующего в газовой фракции, в водной фракции. В этом случае, отделяют также в колбе В2 водную фракцию, содержащую растворенный NH3, причем водная фракция выпускается по трубопроводу 6b.
При необходимости, часть или вся жидкая углеводородная фракция, отходящая от В2 по трубопроводу 25, выпускается из способа по трубопроводу 25b, в качестве обессеренной фракции, например, в качестве обессеренной фракции газойля. На самом деле, в зависимости от рабочих условий зоны Z1, эта жидкая углеводородная фракция может соответствовать техническим требованиям по сере, азоту и содержанию ароматических углеводородных соединений.
Поток водорода и кислотного газа, циркулирующий по трубопроводу 5, подается в установку для промывки аминами LA. Обогащенный водородом поток, выпускаемый из LA по трубопроводу 10, сжимается с помощью компрессора К1 для подачи в реактор R в голове зоны реакции Z2. Добавка водорода может вноситься в способ по трубопроводу 11 для улучшения реакции в зоне реакции Z2. Со ссылкой на фиг.2, добавка водорода подается по трубопроводу 11 в потоки водорода, циркулирующие в трубопроводе 10.
Легкая фракция, поступающая по трубопроводу 2, смешивается с потоком углеводородов, поступающих по трубопроводу 6 после возможного нагревания в теплообменнике и/или в печи. Смесь подается в реактор R в голове зоны реакции Z2. В пространстве, располагающемся над зоной реакции Z2, поступающие по трубопроводу 6 углеводороды смешиваются с водородом, поступающим по трубопроводу 10. Смесь углеводородов и водорода проходит через зону реакции Z2. Входящие в состав эфлюента газ и жидкость на выходе зоны реакции Z2 разделяются посредством тарелки Р: газ циркулирует через тарелку Р для поступления в зону реакции Z1, собранная тарелкой Р жидкость выпускается из реактора R по трубопроводу 9. Например, можно использовать сепарационную тарелку, снабженную отверстиями, которые продлеваются в направлении к верхней части посредством трубных секций. Верхняя часть трубных секций покрыта колпаками. Таким образом, стекающая жидкость собирается тарелкой, причем трубчатая секция препятствует тому, чтобы жидкость проходила через отверстия. Трубопровод, проходящий через стенку реактора R1, обеспечивает выпуск собранной на тарелке жидкости. Сходящий вниз газ проходит через трубы и отверстия из зоны Z2 в зону Z1.
Схема фиг.3 предлагает некоторый вариант способа по изобретению по сравнению с вариантом осуществления фиг.2. Изменение касается стадии фракционирования сырья на тяжелую фракцию и легкую фракцию. Обозначения на фиг.3, идентичные фиг.2, обозначают идентичные элементы.
Со ссылкой на фиг.3, подают сырье по трубопроводу 1 в голову дистилляционной колонны С, и подают поток водорода для подпитки по трубопроводу 11 на дне колонны С. Для изменения рабочих условий колонны С можно, в частности, изменять расход и/или температуру потока повторного кипячения, получаемого посредством ребойлера R, и/или можно изменять температуру сырья, подаваемого по трубопроводу 1 в колонну С. Дистилляционная колонна С позволяет получать легкую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 2, и тяжелую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 3. В этом варианте осуществления значительная доля, более 70%, даже более 95 объемных %, водорода, поступающего по трубопроводу 11, оказывается в легкой фракции, циркулирующей по трубопроводу 2.
Остальная часть способа по фиг.3 идентична способу, описанному со ссылкой на фиг.2.
Схема фиг.4 предлагает некоторый вариант способа по изобретению по сравнению с вариантом осуществления фиг.2. Изменение касается стадии фракционирования сырья на тяжелую фракцию и легкую фракцию. Обозначения фиг.4, идентичные обозначениям фиг.2, обозначают идентичные элементы.
Со ссылкой на фиг.4, подают сырье по трубопроводу 1 в голове сепарационной колонны С, и подают, по меньшей мере, часть потока водорода, получаемого посредством установки промывки аминами LA, по трубопроводам 10 и 10а на дне колонны С. Оставшаяся фракция водорода, поступающего по трубопроводу 10, подается по трубопроводу 10b в поток, выходящий в голове колонны, циркулирующий по трубопроводу 2. Для изменения рабочих условий колонны С можно, в частности, изменять расход и/или температуру потока повторного кипячения, получаемого от ребойлера R, и/или можно изменять температуру сырья, подаваемого по трубопроводу 1 в колонну С, и/или можно изменять расход водорода, отходящего от установки промывки аминами LA, подаваемого в сепарационную колонну С. Колонна С может не иметь ребойлера. Колонна С позволяет получать легкую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 2, и тяжелую фракцию, выпускаемую по трубопроводу 3. Добавка водорода подается по трубопроводу 11 в легкую фракцию, циркулирующую по трубопроводу 2. В этом варианте осуществления значительная доля, более 70%, даже более 95 объемных % водорода, поступающего по трубопроводу 10а, оказывается в легкой фракции, циркулирующей по трубопроводу 2.
Остальная часть способа по фиг.4 идентична способу, описанному со ссылкой на фиг.2.
Представленные ниже примеры позволяют проиллюстрировать работу способа по изобретению и показать его преимущества.
В представленных примерах цетановые числа определены по методу, описываемому стандартом ASTM D976.
Пример 1: Сравнение между способом по фиг.2 по изобретению и способом по фиг.5.
Способ по фиг.5 соответствует обычному способу, в котором все загружаемое газойлевое сырье очищается в единственном реакторе. Со ссылкой на фиг.5, сырье, поступающее по трубопроводу 101, смешивается с водородом, поступающим по трубопроводу 102. После чего, смесь нагревается в теплообменнике Е101, затем она подается в реактор R101 для приведения в контакт с катализатором гидроочистки. Эфлюент от реактора R101 охлаждается в теплообменнике Е102 для частичной конденсации перед подачей в сепарационную колбу В101. Жидкие углеводороды выпускаются на дне колбы В101 по трубопроводу 103. Кислотный газ, содержащий водород, H2S и NH3, выпускается в голове колбы Е101 по трубопроводу 104 для подачи в установку промывки аминами LA1. Обогащенный водородом поток, полученный в установке LA1, сжимается, затем рециркулируется по трубопроводу 102 к теплообменнику Е101. Трубопровод 105 позволяет подавать водородную добавку в трубопровод 102.
Реактор R101 работает на катализаторе СоМо на подложке из оксида алюминия торговой марки HR626 компании Axens.
Рабочие условия реактора R101 таковы:
- рабочая температура: 355°C
- рабочее давление: 40 бар
- часовая объемная скорость VVH: 1,1 ч-1
- отношение Н2/НС смеси, подаваемой в R101, составляет Н2/НС=310 Нм3/См3.
Схема по фиг.2 применяется в следующих рабочих условиях:
- фракционирование в колонне С обеспечивается при температуре 280°С, таким образом две трети массы сырья образуют тяжелую фракцию, которая подается в Z1,
- разделение объема катализатора осуществляется в целях сохранения в зонах Z1 и Z2 той же общей часовой объемной скорости: VVH=1,1 ч-1,
- зоны реакции Z1 и Z2 содержат катализатор СоМо на подложке из оксида алюминия торговой марки HR626 компании Axens.
Сырье после очистки двумя способами состоит из 80 масс.% GOSR (т.е. газойль, выходящий с дистилляции при атмосферном давлении) и 20 масс.% LCO (т.е. фракции каталитического крекинга). Сырье отличается плотностью при 15°С 865 кг/м3 и содержит 9000 масс.ч./млн серы и 300 масс.ч./млн азота.
В приведенной ниже таблице представлены основные результаты, получаемые при двух способах:
Способ по фиг.5 | Способ по фиг.2 | ||||
Реактор | R101 | Z1 | Z2 | Всего | |
Температура | °С | 355 | 355,0 | 355,0 | 355,0 |
VVH | ч-1 | 1,1 | 1,8 | 1,8 | 1,1 |
Объем катализатора | м3 | 361 | 143 | 219 | 361 |
Давление | бар | 40 | 40 | 40 | 40 |
Отношение Н2/НС подаваемой в реактор смеси | Нм3/См3 | 308,8 | 444,3 | 306,8 | 308,8 |
Расход подаваемого в реактор потока углеводородов | т/ч | 344 | 233 | 342 | 344 |
Плотность подаваемого в реактор потока углеводородов | г/см3 | 0,865 | 0,893 | 0,856 | 0,865 |
Содержание S в сырье на входе | масс.% | 9013 | 9013 | 9013 | |
Плотность | г/см3 | 0,853 | 0,878 | 0,852 | 0,852 |
Содержание S на выходе | ч./млн | 10,0 | 99,4 | 2,7 | 2,7 |
Расход Н2 в реакторе | % м/м | 0,458 | 0,492 | 0,178 | 0,659 |
HDS (коэффициент удаления S) | (%) | 99,89 | 99,06 | 99,86 | 99,97 |
HDN (коэффициент удаления N) | (%) | 93,46 | 75,88 | 89,58 | 97,20 |
HDCa (коэффициент удаления ароматических углеводородных соединений) | (%) | 24,99 | 22,21 | 14,1 | 29,05 |
Эта сравнительная таблица показывает преимущества, учитываемые для способа по изобретению:
- снижение содержания серы с 10ч./млн до 3 ч./млн
- коэффициенты удаления азота и деароматизации (HDCa) также выше.
Пример 2: Сравнение между способом фиг.2 по изобретению и способом фиг.6.
Схематически представленный на фиг.6 способ близок к способу, описанному в документе US5409599.
Cо ссылкой на фиг.6, поступающее по трубопроводу 201 сырье подается в сепарационную колонну С2 для получения тяжелой фракции, выпускаемой по трубопроводу 203, и легкой фракции, выпускаемой по трубопроводу 202. Т Циркулирующая по трубопроводу 203 тяжелая фракция смешивается с водородом, поступающим по трубопроводу 204, после чего сжимается для подачи в реактор R1, содержащий катализатор гидроочистки. Гидроочищенный эфлюент смешивается с легкой фракцией, циркулирующей в трубопроводе 202. После чего смесь подается в реактор R2, содержащий катализатор гидроочистки. Гидроочищенный эфлюент, отходящий от реактора R2, разделяется в устройстве D202 на обогащенный водородом поток, выпускаемый по трубопроводу 204, и гидроочищенный углеводородный поток, выпускаемый по трубопроводу 205.
Схема фиг.6 осуществляется в следующих рабочих условиях:
- рабочая температура реакторов R1 и R2: 355°С
- объемная часовая скорость в реакторах R1 и R2: в целом VVH 1,1 ч-1
- рабочее давление реактора R1: 40 бар
- рабочее давление реактора R2: 40бар
- реакторы R1 и R2 содержат катализатор СоМо на подложке из оксида алюминия торговой марки HR626 компании Axens.
Схема фиг.2 осуществляется в следующих рабочих условиях:
- фракционирование в колонне С обеспечивается при температуре 280°С, таким образом две трети массы сырья образуют тяжелую фракцию, которая направляется в Z1,
- разделение объема катализатора осуществляется с целью сохранения в зонах Z1 и Z2 той же общей объемной часовой скорости: VVH=1,1 ч-1,
- зоны реакции Z1 и Z2 содержат катализатор СоМо на подложке из оксида алюминия торговой марки HR626 компании Axens.
Сырье, очищаемое посредством двух способов, состоит на 80 масс.% из GOSR (т.е. газойля от атмосферной перегонки) и 20 масс.% LCO (т.е. фракции от каталитического крекинга). Сырье отличается плотностью 865 кг/м3 при 15°С и содержит 9000 масс. ч./млн серы и 300 масс.ч./млн азота.
Способ по фиг.6 | Способ по фиг.2 | ||||||
Реактор | R1 | R2 | Всего | Z1 | Z2 | Всего | |
Температура | °С | 355,0 | 355,0 | 355,0 | 355,0 | 355,0 | 355,0 |
VVH | ч-1 | 1,83 | 1,83 | 1,10 | 1,8 | 1,8 | 1,1 |
Объем катализатора | м3 | 143 | 219 | 361 | 143 | 219 | 361 |
Давление | Бар | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 |
Отношение Н2/НС подаваемой в реактор смеси | Нм3/См3 | 470,4 | 273,5 | 308,8 | 444,3 | 306,8 | 308,8 |
Расход подаваемого в реактор потока углеводородов | т/ч | 233 | 342 | 344 | 233 | 342 | 344 |
Плотность подаваемого в реактор потока углеводородов | г/см3 | 0,893 | 0,856 | 0,865 | 0,893 | 0,856 | 0,865 |
Содержание S в сырье на входе | масс% | 9013 | 9013 | 9013 | 9013 | ||
Плотность | г/см3 | 0,878 | 0,853 | 0,853 | 0,878 | 0,852 | 0,852 |
Содержание S на выходе | ч./млн | 80,3 | 4,2 | 4,2 | 99,4 | 2,7 | 2,7 |
HDS (коэффициент удаления S) | (%) | 99,95 | 99,06 | 99,86 | 99,97 | ||
HDN (коэффициент удаления N) | (%) | 95,47 | 75,88 | 89,58 | 97,20 | ||
HDCa (коэффициент удаления ароматических углеводородных соединений) | (%) | 27,46 | 22,21 | 14,1 | 29,05 |
Эта сравнительная таблица показывает, что способ фиг.2 по изобретению позволяет достичь более высоких коэффициентов удаления сернистых, азотистых и ароматических соединений при том же объеме катализатора.
Claims (29)
1. Способ гидроочистки углеводородного сырья, содержащего сернистые и азотистые соединения, при котором осуществляют следующие стадии:
а) разделяют (SEP) углеводородное сырье на фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями,
б) осуществляют первую стадию гидроочистки, приводя в контакт фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и газовый поток, содержащий водород, с первым катализатором гидроочистки в первой зоне реакции (Z1) для получения первого обессеренного эфлюента, содержащего водород, H2S и NH3,
в) разделяют (D1) первый эфлюент на первую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и первую жидкую фракцию,
г) очищают (LA) первую газовую фракцию для получения обогащенного водородом потока,
д) смешивают фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, с первой жидкой фракцией, получаемой на стадии в), для получения смеси,
е) осуществляют вторую стадию гидроочистки, приводя в контакт получаемую на стадии д) смесь по меньшей мере с частью обогащенного водородом потока, получаемого на стадии г), со вторым катализатором гидроочистки во второй зоне реакции (Z2) для получения второго обессеренного эфлюента, содержащего водород, NH3 и H2S,
ж) разделяют (D2) второй эфлюент на вторую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и вторую жидкую фракцию,
з) рециркулируют по меньшей мере часть второй газовой фракции, содержащей водород, H2S и NH3, со стадии б) в качестве газового потока, содержащего водород.
2. Способ по п.1, при котором стадии б), е), ж) и з) осуществляются в реакторе, причем первая зона реакции (Z1) и вторая зона реакции (Z2) располагаются в реакторе, зона реакции (Z1) отделена от зоны реакции (Z2) водонепроницаемой и газопроницаемой тарелкой (Р), вторая жидкая фракция собирается тарелкой (Р), вторая газовая фракция циркулирует из первой зоны (Z1) во вторую зону (Z2) через названную тарелку (Р).
3. Способ по любому из пп.1 и 2, при котором осуществляют добавку водорода так, чтобы осуществить вторую стадию гидроочистки в присутствии данной добавки, причем добавка водорода содержит по меньшей мере 95 об.% водорода.
4. Способ по любому из пп. 1-3, при котором осуществляют первую зону реакции (Z1) со следующими условиями:
температура от 300 до 420°С,
давление от 30 до 120 бар,
часовая объемная скорость VVH от 0,5 до 4 ч-1,
отношение между водородом и углеводородными соединениями от 200 до 1000 нм3/см3
и осуществляют вторую зону реакции (Z2) со следующими условиями:
температура от 300 до 420°С,
давление от 30 до 120 бар,
часовая объемная скорость VVH от 0,5 до 4 ч-1,
отношение между водородом и углеводородными соединениями от 200 до 1000 нм3/см3.
5. Способ по любому из пп.1-4, при котором на стадии г) осуществляют промывку аминами (LA) для получения вышеуказанного потока, обогащенного водородом.
6. Способ по любому из пп. 1-4, при котором на стадии в) разделяют первый эфлюент на первый жидкий поток и первый газовый поток, частично конденсируют посредством охлаждения вышеуказанный первый газовый поток и разделяют первый частично сконденсированный поток на второй жидкий поток и второй газовый поток и в котором на стадии г) приводят в контакт первый и второй газовые потоки с абсорбирующим раствором, содержащим амины (LA), для получения вышеуказанного обогащенного водородом потока.
7. Способ по п.6, при котором перед стадией д) приводят в контакт вышеуказанный обогащенный водородом поток с каптажной массой для снижения содержания воды в названном обогащенном водородом потоке.
8. Способ по любому из пп. 1-7, при котором осуществляют стадию а) в дистилляционной колонне (С).
9. Способ по п.8, в котором подают водородный поток в колонну (С) и выпускают в голове колонны фракцию, обогащенную легкими углеводородами и содержащую водород, причем водородный поток выбирается из вышеуказанного обогащенного водородом потока и названной водородной добавки.
10. Способ по любому из пп. 1-9, при котором первый катализатор и второй катализатор независимо выбирают из катализаторов, состоящих из пористой минеральной подложки, по меньшей мере одного металлического элемента, выбираемого из группы VIБ, и одного металлического элемента, выбираемого из группы VIII.
11. Способ по п.10, при котором первый и второй катализаторы независимо выбирают из катализатора, состоящего из кобальта и молибдена, осаждаемого на пористую подложку на основе оксида алюминия, и катализатора, состоящего из никеля и молибдена, осаждаемого на пористую подложку на основе оксида алюминия.
12. Способ по любому из пп. 1-11, при котором углеводородное сырье состоит из фракции перегонки, исходная точка выкипания которой составляет от 100 до 250°С, а конечная точка выкипания составляет от 300 до 450°С.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1361803A FR3013722B1 (fr) | 2013-11-28 | 2013-11-28 | Procede d'hydrotraitement d'un gazole dans des reacteurs en serie avec recyclage d'hydrogene. |
FR1361803 | 2013-11-28 | ||
PCT/EP2014/073907 WO2015078674A1 (fr) | 2013-11-28 | 2014-11-06 | Procédé d'hydrotraitement d'un gazole dans des réacteurs en série avec recyclage d'hydrogène. |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016125275A RU2016125275A (ru) | 2018-01-10 |
RU2666589C1 true RU2666589C1 (ru) | 2018-09-18 |
Family
ID=50179744
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016125275A RU2666589C1 (ru) | 2013-11-28 | 2014-11-06 | Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10072221B2 (ru) |
EP (1) | EP3074485A1 (ru) |
CN (1) | CN105793396A (ru) |
CA (1) | CA2929144A1 (ru) |
FR (1) | FR3013722B1 (ru) |
RU (1) | RU2666589C1 (ru) |
SA (1) | SA516371139B1 (ru) |
TW (1) | TWI651407B (ru) |
WO (1) | WO2015078674A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11788017B2 (en) | 2017-02-12 | 2023-10-17 | Magëmã Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil |
US12025435B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-07-02 | Magēmã Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
US10655074B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-05-19 | Mag{hacek over (e)}m{hacek over (a)} Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminates in heavy marine fuel oil |
US10604709B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-03-31 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials |
US11028326B2 (en) * | 2018-01-30 | 2021-06-08 | Uop Llc | Process for hydrotreating a residue stream with hydrogen recycle |
CN116209735A (zh) | 2020-09-30 | 2023-06-02 | 耐思特公司 | 生产可再生燃料的方法 |
AU2021377734A1 (en) * | 2020-11-13 | 2023-06-15 | Topsoe A/S | Process for treating a feedstock comprising halides |
FR3135090A1 (fr) * | 2022-04-29 | 2023-11-03 | IFP Energies Nouvelles | Procede de traitement d’huile de pyrolyse de plastiques incluant une etape de recyclage d’h2s |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3265610A (en) * | 1963-12-18 | 1966-08-09 | Inst Francais Du Petrole | Combined process for hydrocracking of hydrocarbons |
US3902991A (en) * | 1973-04-27 | 1975-09-02 | Chevron Res | Hydrodesulfurization process for the production of low-sulfur hydrocarbon mixture |
US4006076A (en) * | 1973-04-27 | 1977-02-01 | Chevron Research Company | Process for the production of low-sulfur-content hydrocarbon mixtures |
US4116816A (en) * | 1977-03-01 | 1978-09-26 | Phillips Petroleum Company | Parallel hydrodesulfurization of naphtha and distillate streams with passage of distillate overhead as reflux to the naphtha distillation zone |
US4469590A (en) * | 1983-06-17 | 1984-09-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the hydrogenation of aromatic hydrocarbons |
US5409599A (en) * | 1992-11-09 | 1995-04-25 | Mobil Oil Corporation | Production of low sulfur distillate fuel |
RU2174534C2 (ru) * | 1996-01-22 | 2001-10-10 | Дзе М.В. Келлог Компани | Способ параллельной гидрообработки (варианты), установка гидрообработки |
EP1849850A1 (fr) * | 2006-04-24 | 2007-10-31 | Ifp | Procédé de désulfuration d'essences oléfiniques comprenant au moins deux étapes distinctes d'hydrodésulfuration |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3637485A (en) * | 1969-09-26 | 1972-01-25 | Chevron Res | Hydrocarbon feed stripping with gas stripped from the reactor effluent |
US4021330A (en) * | 1975-09-08 | 1977-05-03 | Continental Oil Company | Hydrotreating a high sulfur, aromatic liquid hydrocarbon |
US5705052A (en) * | 1996-12-31 | 1998-01-06 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing in a single reaction vessel |
ATE255153T1 (de) * | 1999-01-11 | 2003-12-15 | Texaco Development Corp | Integriertes lösungsmittelentasphaltierungs- , vergasungs- und wasserstoffbehandlungsverfahren |
US6183628B1 (en) * | 1999-03-19 | 2001-02-06 | Membrane Technology And Research, Inc. | Process, including PSA and membrane separation, for separating hydrogen from hydrocarbons |
US7247235B2 (en) * | 2003-05-30 | 2007-07-24 | Abb Lummus Global Inc, | Hydrogenation of middle distillate using a counter-current reactor |
CN1261543C (zh) * | 2003-06-30 | 2006-06-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高柴油十六烷值同时降低其芳烃的方法 |
CN100587038C (zh) * | 2006-01-27 | 2010-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产优质催化裂化原料的加氢方法 |
CN102041072B (zh) * | 2009-10-21 | 2014-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种柴油加氢工艺方法 |
CA2854335A1 (en) * | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocracking process with integral intermediate hydrogen separation and purification |
-
2013
- 2013-11-28 FR FR1361803A patent/FR3013722B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-11-06 CA CA2929144A patent/CA2929144A1/fr not_active Abandoned
- 2014-11-06 RU RU2016125275A patent/RU2666589C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-11-06 EP EP14802334.4A patent/EP3074485A1/fr not_active Withdrawn
- 2014-11-06 CN CN201480065067.1A patent/CN105793396A/zh active Pending
- 2014-11-06 WO PCT/EP2014/073907 patent/WO2015078674A1/fr active Application Filing
- 2014-11-06 US US15/039,878 patent/US10072221B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-11-28 TW TW103141489A patent/TWI651407B/zh not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-05-18 SA SA516371139A patent/SA516371139B1/ar unknown
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3265610A (en) * | 1963-12-18 | 1966-08-09 | Inst Francais Du Petrole | Combined process for hydrocracking of hydrocarbons |
US3902991A (en) * | 1973-04-27 | 1975-09-02 | Chevron Res | Hydrodesulfurization process for the production of low-sulfur hydrocarbon mixture |
US4006076A (en) * | 1973-04-27 | 1977-02-01 | Chevron Research Company | Process for the production of low-sulfur-content hydrocarbon mixtures |
US4116816A (en) * | 1977-03-01 | 1978-09-26 | Phillips Petroleum Company | Parallel hydrodesulfurization of naphtha and distillate streams with passage of distillate overhead as reflux to the naphtha distillation zone |
US4469590A (en) * | 1983-06-17 | 1984-09-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the hydrogenation of aromatic hydrocarbons |
US5409599A (en) * | 1992-11-09 | 1995-04-25 | Mobil Oil Corporation | Production of low sulfur distillate fuel |
RU2174534C2 (ru) * | 1996-01-22 | 2001-10-10 | Дзе М.В. Келлог Компани | Способ параллельной гидрообработки (варианты), установка гидрообработки |
EP1849850A1 (fr) * | 2006-04-24 | 2007-10-31 | Ifp | Procédé de désulfuration d'essences oléfiniques comprenant au moins deux étapes distinctes d'hydrodésulfuration |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2929144A1 (fr) | 2015-06-04 |
TW201529827A (zh) | 2015-08-01 |
FR3013722A1 (fr) | 2015-05-29 |
TWI651407B (zh) | 2019-02-21 |
CN105793396A (zh) | 2016-07-20 |
US20170029723A1 (en) | 2017-02-02 |
EP3074485A1 (fr) | 2016-10-05 |
US10072221B2 (en) | 2018-09-11 |
RU2016125275A (ru) | 2018-01-10 |
SA516371139B1 (ar) | 2019-04-04 |
FR3013722B1 (fr) | 2015-12-04 |
WO2015078674A1 (fr) | 2015-06-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2666589C1 (ru) | Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода | |
US8366912B1 (en) | Method for producing base lubricating oil from waste oil | |
JP6166345B2 (ja) | 石油化学製品を生成させる、統合された、原油の水素化処理、水蒸気熱分解、及びスラリー水素化処理 | |
US20060118466A1 (en) | Two-step method for hydrotreating of a hydrocarbon feedstock comprising intermediate fractionation by rectification stripping | |
JP6273202B2 (ja) | 段間スチームストリッピングを伴う水素化分解法 | |
RU2758382C2 (ru) | Способ и устройство для гидрокрекинга с уменьшением количества полиядерных ароматических соединений | |
CN104011181B (zh) | 具有集成中间氢分离和纯化的加氢处理和芳烃饱和方法 | |
CN104662134A (zh) | 残余物加氢裂化 | |
JP2005509728A (ja) | 2つの水素リサイクルループを含む、中間留出物を水素化処理するための2段プロセス | |
JP2020506270A (ja) | 原油を直接処理してオレフィン系および芳香族系石油化学製品を製造するための、水素処理および水蒸気分解を統合したプロセス | |
CN112662427B (zh) | 汽油馏分脱硫方法、生产低硫汽油的方法和反应*** | |
JPS5922756B2 (ja) | 窒素化合物によつて汚染された石油炭化水素の水素化クラツキング方法 | |
EA019522B1 (ru) | Способ получения жидких топливных продуктов | |
KR20190104527A (ko) | 방향족 포화를 사용하여 2 단계로 잔사 스트림을 수소화분해하기 위한 방법 및 장치 | |
RU2556218C1 (ru) | Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн | |
RU2545181C2 (ru) | Способ гидрообработки углеводородного масла | |
JP4443052B2 (ja) | 第1段蒸気流出物からの非接触的不純物除去を伴う多段アップフロー水素処理 | |
RU2531589C1 (ru) | Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки | |
CN102807898B (zh) | 一种增产优质中间馏分油的加氢裂化方法 | |
CN102839018B (zh) | 一种加氢裂化方法 | |
RU2729791C1 (ru) | Способ гидрооблагораживания дизельного топлива | |
RU2732912C1 (ru) | Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья | |
JP5469791B2 (ja) | 低硫黄留出物の製造 | |
US20210403814A1 (en) | Integrated process for hydrotreating a renewable feedstock with improved carbon monoxide management | |
CN102807896B (zh) | 一种最大量生产中间馏分油的加氢方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201107 |