Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн



Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн
Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн
Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн
Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн

 


Владельцы патента RU 2556218:

ЮОП ЛЛК (US)

Изобретение относится к извлечению потоков гидрообработанных углеводородов. Изобретение касается способа гидрообработки с извлечением гидрообработанных углеводородов, включающего гидрообработку углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением потока эффлюента гидрообработки; отпаривание относительно холодного потока эффлюента гидрообработки, который является частью указанного потока эффлюента гидрообработки, в холодной отпарной колонне с помощью отпаривающей среды с получением холодного отпаренного потока; отпаривание относительно горячего потока эффлюента гидрообработки, который является частью указанного потока эффлюента гидрообработки, в горячей отпарной колонне с помощью отпаривающей среды с получением горячего отпаренного потока и фракционирование холодного отпаренного потока и горячего отпаренного потока в колонне конечного фракционирования для получения потоков продукта. Изобретение также касается установки для гидрообработки с извлечением гидрообработанных углеводородов. Технический результат - значительная экономия эксплуатационных и капитальных затрат. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 пр.

 

По данной заявке испрашивается приоритет заявок на патент США 13/213310 и 13/213319, дата подачи указанных заявок - 19 августа 2011 г.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к извлечению потоков гидрообработанных углеводородов.

Уровень техники

Гидрообработка может включать процессы, которые превращают углеводороды в присутствии катализаторов гидрообработки и водорода в более ценные продукты.

Гидрокрекинг относится к процессу гидрообработки, в котором углеводороды подвергают крекингу в присутствии водорода и катализатора гидрокрекинга для уменьшения молекулярного веса углеводородов. В зависимости от желаемой производительности аппарат для проведения гидрокрекинга может содержать один или большее число слоев одного и того же катализатора или различных катализаторов. Гидрокрекинг со взвешенным слоем представляет собой процесс с катализаторной суспензией для крекирования сырья, содержащего остаток перегонки, в газойли и топлива.

По экологическим соображениям и согласно вновь узаконенным правилам и нормативным требованиям товарное дизельное топливо должно удовлетворять все более низким нормативным пределам по загрязнениям такими веществами, как сера и азот. Новые нормативы требуют по существу полного удаления из дизельного топлива серы. Например, требованием для дизтоплива с ультранизким содержанием серы (ULSD) обычно является содержание серы менее 10 wppm (весовые промилле).

Гидроочистка представляет собой процесс гидрообработки, используемый для удаления гетероатомов, таких как сера и азот, из потоков углеводородов для удовлетворения технических требований к топливу и насыщения олефиновых соединений. Гидрообработка может быть осуществлена при высоких или низких давлениях, но обычно ее проводят при давлениях более низких, чем при проведении гидрокрекинга.

Установки для гидрообработки и извлечения обычно содержат отпарную колонну для отпаривания (освобождения от легких фракций) гидрообработанного эффлюента с помощью отпаривающего агента, такого как водяной пар, с целью удаления нежелательного сероводорода. Отпаренный эффлюент нагревают в огневом нагревателе до температуры фракционирования перед вводом в колонну конечного фракционирования, предназначенную для извлечения продуктов, таких как нафта, керосин и дизельное топливо.

Гидрообработка и, в частности, гидрокрекинг является весьма энергоемким технологическим процессом из-за жестких условий его проведения, таких как используемые высокая температура и давление. В течение продолжительного времени затрачивались усилия на улучшение энергетической эффективности проведения гидрокрекинга, причем усилия были сконцентрированы на снижении потребления мощности нагревателя. Однако для нагревания отпариваемого эффлюента перед его вводом в колонну конечного фракционирования необходима большая тепловая мощность нагревателя.

В связи с этим существует постоянная необходимость в усовершенствовании способов извлечения из гидрообработанных эффлюентов топливных продуктов. Такие способы должны быть энергетически более эффективными для удовлетворения возрастающих нужд нефтеперерабатывающих предприятий.

Сущность изобретения

В части способа изобретение включает способ гидрообработки, включающий гидрообработку углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением потока эффлюента гидрообработки. Относительно холодный поток полученного в процессе гидрообработки эффлюента, который является частью указанного потока эффлюента гидрообработки, подвергают отпариванию в холодной отпарной колонне с получением холодного отпаренного, освобожденного от легких компонент, потока. Наконец, относительно горячий поток эффлюента гидрообработки, который является частью потока эффлюента гидрообработки, отпаривают в горячей отпарной колонне и получают горячий отпаренный поток.

В соответствии с другим воплощением способа изобретение включает способ извлечения продукта гидрообработки, направленный на извлечение продукта из холодного потока эффлюента гидрообработки и горячего потока эффлюента гидрообработки, включающий отпаривание относительно холодного потока эффлюента гидрообработки в холодной отпарной колонне с получением холодного отпаренного потока. Относительно горячий поток эффлюента гидрообработки отпаривают в горячей отпарной колонне с получением горячего отпаренного потока. Наконец, холодный отпаренный поток и горячий отпаренный поток подвергают фракционированию в колонне конечного фракционирования с получением потоков продукта.

Согласно еще одному воплощению способа изобретение включает процесс отпаривания, включающий отпаривание относительно холодного потока эффлюента гидрообработки в холодной отпарной колонне с получением холодного отпаренного потока. Наконец, относительно горячий поток эффлюента гидрообработки отпаривают в горячей отпарной колонне с получением горячего отпаренного потока.

В воплощении, относящемся к установке, изобретение включает установку для гидрообработки, содержащую реактор гидрообработки. С реактором гидрообработки сообщается холодная отпарная колонна для отпаривания относительно холодного потока эффлюента гидрообработки, а горячая отпарная колонна сообщается с реактором гидрообработки для отпаривания относительно горячего потока эффлюента гидрообработки.

В соответствии с еще одним воплощением установки изобретение дополнительно включает участок извлечения продукта гидрообработки, предназначенный для обработки холодного потока эффлюента гидрообработки и горячего потока эффлюента гидрообработки, содержащий холодную отпарную колонну, которая сообщается с холодным потоком эффлюента гидрообработки для отпаривания холодного потока эффлюента гидрообработки. С горячим потоком эффлюента гидрообработки сообщается горячая отпарная колонна, служащая для отпаривания горячего потока эффлюента гидрообработки. Наконец, с холодной отпарной колонной и горячей отпарной колонной сообщается колонна конечного фракционирования для разделения отпаренных потоков на потоки продукта.

Согласно другому воплощению установки изобретение включает холодную отпарную колонну и горячую отпарную колонну, при этом холодная отпарная колонна сообщается с реактором гидрообработки для отпаривания относительно холодного потока эффлюента гидрообработки, а горячая отпарная колонна сообщается с реактором гидрообработки для отпаривания относительно горячего потока эффлюента гидрообработки.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - упрощенная принципиальная технологическая схема воплощения настоящего изобретения.

Фиг.2 - упрощенная принципиальная технологическая схема альтернативного воплощения отпарных колонн, показанных на фиг.1.

Фиг.3 - упрощенная принципиальная технологическая схема другого альтернативного воплощения отпарных колонн, показанных на фиг.1.

Фиг.4 - упрощенная принципиальная технологическая схема еще одного альтернативного воплощения отпарных колонн, показанных на фиг.1.

Определения

Термин «сообщение» означает, что при функционировании установки между перечисленными компонентами схемы установки обеспечивается поток материала.

Термин «сообщение ниже по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего к объекту взаимодействия, может при сообщении ниже по потоку проходить от субъекта взаимодействия, с которым сообщается указанный объект.

Термин «сообщение выше по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего от субъекта взаимодействия, может при сообщении выше по потоку проходить к объекту взаимодействия, с которым сообщается указанный субъект.

Термин «колонна» означает ректификационную колонну или колонны, предназначенные для отделения от обрабатываемого материала одной или большего числа компонент с различной испаряемостью. Если не оговорено иное, каждая колонна наверху содержит конденсатор, служащий для конденсации и возврата части отводимого сверху потока обратно вверх колонны, а в нижней части колонны размещен кипятильник для испарения и направления части потока, отводимого снизу, обратно в нижнюю часть колонны. Сырье, направляемое в колонны, может быть предварительно нагрето. Давление вверху колонны представляет собой давление паров, отводимых с верха колонны. Кубовая температура представляет собой выходную температуру жидкого кубового продукта (кубового остатка). Трубопроводы для потока, отводимого с верха колонны (верхнего потока), и трубопроводы для потока кубового остатка относятся к сети трубопроводов, проходящих из колонны ниже по ходу движения потока от места возврата флегмы или возврата потока в колонну на кипячение. В отпарных колоннах ребойлер в нижней части колонны отсутствует, но они, вместе с тем, обеспечивают потребности в нагревании и извлечении подвижной инертной среды, например, водяного пара.

Используемый здесь термин «истинная точка кипения» (ТВР) относится к методу проведения испытаний для определения температуры кипения материала, который соответствует методу ASTM D-2892 для производства сжиженного газа, дистиллятных фракций и остатка стандартного качества, по результатам которых могут быть получены аналитические данные, и определению выхода вышеуказанных фракций по массе и объему. По результатам этих испытаний получают график температуры в зависимости от подвергнувшейся перегонке массы (в мас.%), из расчета пятнадцати теоретических тарелок в колонне с кратностью орошения 5:1.

Используемый здесь термин «конверсия» означает конверсию сырья в материал, который кипит при температуре в интервале температур кипения дизельного топлива или при более низких температурах. Граница кипения фракции из интервала кипения дизельного топлива находится в интервале от 343° до 399°С (от 650° до 750°F), используя метод определения фракционного состава по «истинным температурам кипения».

Приведенный термин «интервал кипения дизельного топлива» охватывает углеводороды, кипящие в интервале от 132° до 399°С (от 270° до 750°F), и при определении этого интервала используют метод определения фракционного состава по «истинным температурам кипения».

Используемый термин «сепаратор» означает емкость, которая имеет вход и, по меньшей мере, выходы для отводимых сверху паров и отводимой снизу жидкости, и может также содержать выход для водного потока из отстойника сепаратора. Одним типом сепаратора является испарительная емкость, которая находится ниже по потоку от сепаратора, который может работать при более высоком давлении.

Подробное описание

Традиционная технологическая схема для осуществления гидрообработки характеризуется наличием одной отпарной колонны, в которую поступает два сырьевых потока, относительно холодный поток эффлюента гидрообработки, которым может быть поток из холодной испарительной емкости, и относительно горячий поток эффлюента гидрообработки, которым может быть поток из горячей испарительной емкости. Хотя составы этих двух сырьевых потоков весьма различные, они могут быть возвращены обратно из реактора гидрообработки в одно и то же место, возможно, в горячий сепаратор. Поток, отводимый из горячего сепаратора сверху, может поступать в холодный сепаратор, а жидкость из холодного сепаратора может поступать в холодную испарительную емкость, в то время как кубовый остаток горячего сепаратора может быть направлен в горячую испарительную емкость. Обычно жидкость из горячей и холодной испарительных емкостей направляют в единственную отпарную колонну. Поток кубового остатка (кубового продукта) отпарной колонны может стать сырьем для колонны конечного фракционирования. Неэффективность описанной технологической схемы с одной отпарной колонной связана со смешиванием жидкостей горячей испарительной емкости и холодной испарительной емкости в одной и той же отпарной колонне, что частично ухудшает результат разделения, предварительно произведенного в горячем сепараторе, и, таким образом, для колонны конечного фракционирования требуется повторное нагревание в огневом нагревателе.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается использовать две отпарные колонны, а именно горячую отпарную колонну для горячего потока эффлюента гидрообработки, которым может быть жидкость из горячей испарительной емкости, и холодную отпарную колонну, используемую для холодного потока эффлюента гидрообработки, которым может быть жидкость из холодной испарительной емкости. Кубовый остаток из холодной отпарной колонны не проходит через нагреватель сырья для конечного фракционирования, а направляется непосредственно в колонну конечного фракционирования после нагревания с помощью менее энергозатратного процесса теплообмена. Кубовый остаток, полученный в горячей отпарной колонне, может поступать в нагреватель сырья для конечного фракционирования. В такой схеме расход сырья, поступающего в нагреватель, значительно уменьшается и, таким образом, соответственно уменьшаются мощность и габариты нагревателя сырья конечного фракционирования. За счет уменьшения расхода сырья, поступающего в нагреватель сырья конечного фракционирования, количество топлива, используемого в нагревателе, для типичной установки гидрокрекинга снижается на 40 процентов. Установка и способ 10 гидрообработки углеводородов включает участок 12 гидрообработки и участок 14 извлечения продукта. Поток углеводородов в трубопроводе 16 для углеводородов и поток подпиточного водорода в трубопроводе 18 подпиточного водорода направляют на участок 12 гидрообработки. Эффлюент гидрообработки фракционируют на участке 14 извлечения продукта.

Поток водорода в трубопроводе 76 водорода, пополняемый подпиточным водородом из трубопровода 18, может объединяться с сырьевым потоком углеводородов, транспортируемым через сырьевой трубопровод 16, с получением в сырьевом трубопроводе 20 потока сырья для гидрообработки. Поток сырья для гидрообработки, транспортируемый через трубопровод 20, может быть нагрет за счет теплообмена в огневом нагревателе 22 и направлен в реактор 24 гидрообработки.

Согласно одному аспекту описанные здесь способ и установка являются, в частности, полезными для гидрообработки углеводородного исходного сырья. Примеры углеводородного исходного сырья включают потоки углеводородов, содержащих компоненты, кипящие при температуре выше 288°С (550°F), такие как атмосферные газойли, вакуумный газойль (ВГО), кипящий в интервале от 315°С (600°F) до 565°С (1050°F), деасфальтированное масло, дистилляты коксования, дистилляты прямой перегонки, масла пиролиза, высококипящие синтетические масла, рецикловые газойли, нефтяное сырье гидрокрекинговой очистки, дистилляты установки каталитического крекинга, остаток атмосферной перегонки, кипящие при температуре 343°С (650°F) или выше, и остатки вакуумной перегонки, кипящие при температуре выше 510°С (950°F).

Гидрообработкой, которая осуществляется на участке гидрообработки, может быть гидрокрекинг или гидроочистка. Гидрокрекинг относится к процессу, в котором в присутствии водорода происходит разрыв связей в молекулах углеводородов со снижением их молекулярного веса. Гидрокрекинг является предпочтительным процессом для проведения на участке 12 гидрообработки. Соответственно, термин «гидрообработка» будет здесь включать в себя термин «гидрокрекинг». Гидрокрекинг включает также гидрокрекинг со взвешенным слоем, в котором сырье, содержащее остатки перегонки, смешивают с катализатором и водородом с образованием суспензии и крекируют до получения продуктов, имеющих более низкие температуры кипения. Содержащийся в этих продуктах вакуумный газойль (VGO) может быть направлен на рециркуляцию с тем, чтобы контролировать образование предшественников кокса, называемых мезофазой.

Гидрообработка, которая проводится на участке гидрообработки, может представлять собой гидроочистку. Гидроочистка является процессом, в котором водород приводят в контакт с углеводородом в присутствии подходящих катализаторов, которые являются активными, главным образом, для удаления из углеводородного исходного сырья гетероатомов, таких как сера, азот и металлы. В процессе гидроочистки углеводороды с двойной и тройной связями могут быть насыщены. Могут быть также насыщены ароматические углеводороды. Некоторые процессы гидроочистки специально предназначены для насыщения ароматических углеводородов. Температура помутнения гидроочищенного продукта также может быть уменьшена.

В качестве реактора 24 гидрообработки может быть использован реактор с неподвижным слоем, который содержит одну или большее число камер, один или некоторое количество слоев катализатора в каждой из этих камер, и различные комбинации катализатора гидроочистки и/или катализатора гидрокрекинга в одной или большем числе камер. Предполагается в качестве реактора 24 гидроочистки использовать реактор, работающий с непрерывной жидкой фазой, в которой объем жидкого углеводородного сырья больше объема водородсодержащего газа. Реактором 24 гидроочистки может быть также реактор, работающий в условиях традиционной непрерывной газовой фазы, реактор гидрообработки с подвижным или псевдоожиженным слоем.

Если реактор 24 гидрообработки работает как реактор гидрокрекинга, он может обеспечить общую конверсию, по меньшей мере, 20 объем.% и, как правило, более 60 объем.% углеводородного сырья с получением продуктов, кипящих ниже границы кипения фракций дизельного топлива. Реактор гидрокрекинга может функционировать с частичной конверсией - более 50 объем.% или с глубокой конверсией, составляющей, по меньшей мере, 90 объем.% сырья, исходя из полной конверсии. Реактор гидрокрекинга может работать в мягких условиях проведения гидрокрекинга, которые будут обеспечивать от 20 до 60 объем.%, предпочтительно от 20 до 50 объем.% полной конверсии углеводородного сырья с получением продукта, кипящего при температуре ниже границы кипения фракций дизельного топлива. Если реактор 24 гидрообработки работает как реактор гидрокрекинга, он может за один проход сырья обеспечить конверсию от 10 до 30 объем.%.

Если реактор 24 гидрообработки функционирует в качестве реактора гидрокрекинга, первая камера или слой в реакторе 24 гидрокрекинга может содержать катализатор гидроочистки для целей насыщения, деметаллизации, обессеривания или деазотирования углеводородного сырья перед проведением гидрокрекинга в реакторе 24 гидрокрекинга с использованием катализатора гидрокрекинга в последовательно расположенных камерах или слоях загрузок. Если реактор гидрокрекинга представляет собой реактор мягкого гидрокрекинга, он может содержать несколько слоев катализатора гидроочистки, за которыми размещено меньшее количество слоев катализатора гидрокрекинга. Если реактор 24 гидрообработки представляет собой реактор мягкого гидрокрекинга, он может функционировать в режиме восходящего потока с непрерывной жидкой фазой и будет отличаться от реактора с неподвижным слоем, отображенного на фиг.1. Если реактор 24 гидрообработки представляет собой реактор гидроочистки, он может содержать более чем одну камеру и ряд слоев катализатора гидроочистки. Реактор гидроочистки может также содержать катализатор гидроочистки, подходящий для насыщения ароматических углеводородов, гидродепарафинизации и гидроизомеризации.

В катализаторе гидрокрекинга могут быть использованы аморфные алюмосиликатные основы или основы с низким содержанием цеолита, скомбинированные с одним или большим количеством металлических гидрирующих компонент Группы VIII или Группы VIB (Периодической таблицы Менделеева), если желательно проведение мягкого гидрокрекинга для получения баланса между средними дистиллятами и бензином (легкими дистиллятами). Согласно другому аспекту, если средний дистиллят в продукте конверсии является в значительной степени предпочтительным при производстве бензина, в первом реакторе 24 гидрокрекинга может быть осуществлена частичная или глубокая конверсия с использованием катализатора, который содержит, вообще говоря, любую основу из кристаллического цеолита для катализатора крекинга, на который осаждена гидрирующая компонента металла Группы VIII. Дополнительные гидрирующие компоненты могут быть выбраны из Группы VIB для объединения с цеолитной основной.

Цеолитные основы катализатора крекинга в уровне техники иногда называют молекулярными ситами, и обычно они образованы из оксида кремния, оксида алюминия и одного или большего числа обменных катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.п. Эти основы, кроме того, характеризуются наличием в кристаллической структуре пор относительно однородного диаметра в интервале от 4 до 14 ангстрем (10-10 м). Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие относительно высокое мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия, в интервале от 3 до 12. Подходящими природными цеолитами являются, например, морденит, стильбит, гейландит, феррьерит, дакиардит, шабазит, эриоцит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, типы В, X, Y и L кристаллических цеолитов, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительно использовать цеолиты, кристаллы которых имеют диаметры пор в интервале от 8 до 12 Ангстрем (10-10 м), при этом мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Показательным примером цеолита предпочтительной группы является синтетическое молекулярное сито типа Y.

Встречающиеся в природе цеолиты обычно находятся в натриевой форме, в форме щелочно-земельного металла и в смешанной форме. Синтетические цеолиты почти всегда приготавливают сначала в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве основы катализатора крекинга предпочтительно, чтобы большинство или все одновалентные металлы - источники получения цеолитов были замещены на ионы многовалентного металла и/или соль аммония с последующим нагреванием для расщепления ионов аммония, связанных с цеолитом, оставляя на их месте ионы водорода и/или ионообменные участки, которые были бы практически декатионированы при последующем удалении воды. Водородные или «декатионированные» цеолиты типа Y данной природы более подробно описаны в патентном документе US 3130006.

Смешанные поливалентный металл-водородные цеолиты могут быть приготовлены путем ионообмена, сначала с солью аммония, затем частично обратным обменом с солью поливалентного металла и затем кальцинированием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы могут быть приготовлены прямой обработкой кислотой цеолитов, содержащих щелочной металл. Согласно одному аспекту предпочтительными основами для катализатора крекинга являются те, которые, по меньшей мере, на 10 процентов, и предпочтительно, по меньшей мере, на 20 процентов дефицитные по катиону металла, исходя из начальной емкости ионного обмена. Согласно другому аспекту желаемым и стабильным классом цеолитов является такой, в котором, по меньшей мере, 20 процентов емкости ионного обмена насыщено ионами водорода.

Активными металлами, используемыми согласно настоящему изобретению в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга в качестве гидрирующих компонент, являются металлы Группы VIII, то есть железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к данным металлам в соединении с ними могут также использоваться другие промоторы, включая металлы Группы VIB, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может изменяться в широких пределах. В общем случае может быть использовано любое количество в интервале от 0,05 до 30 мас.%. В случае благородных металлов обычно предпочтительно использовать от 0,05 до 2 мас.% гидрирующего металла.

Способ присоединения гидрирующего металла заключается в контактировании материала цеолитной основы с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором металл присутствует в катионной форме. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов полученный порошок катализатора затем фильтруют, сушат, таблетируют с добавленными смазочными материалами, связующими или подобными веществами, если это желательно, и кальцинируют на воздухе при температуре, например, в интервале от 371°С до 649°С (от 700° до 1200°F) для активации катализатора и разложения ионов аммония. В качестве альтернативы, сначала может быть таблетирована цеолитная компонента с последующим добавлением гидрирующей компоненты и активацией путем кальцинирования.

Вышеупомянутые катализаторы могут быть использованы в неразбавленной форме, или же порошкообразный цеолитный катализатор может смешиваться и таблетироваться совместно с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими веществами, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и т.п. в соотношениях, находящихся в интервале от 5 до 90 мас.%. Указанные разбавители могут быть использованы как таковые или могут содержать незначительную долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл Группы VIB и/или Группы VIII. Катализаторы гидрокрекинга, промотированные дополнительным металлом, также могут быть использованы в способе и установке согласно настоящему изобретению, которые предполагают, например, использование алюмофосфатных молекулярных сит, кристаллических хромосиликатов и других кристаллических силикатов. Кристаллические хромосиликаты более подробно описаны в патентном документе US 4363718.

В соответствии с одним методом расчета режимные параметры гидрокрекинга могут включать температуру от 290°С (550°F) до 468°С (875°F), предпочтительно от 343°С (650°F) до 435°С (815°F), избыточное давление в интервале от 4,8 МПа (500 psig) до 20,7 МПа (3000 psig), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 1,0 до менее 2,5 час-1 и скорость циркуляции водорода от 421 до 2527 нормальных м33 нефти (от 2500 до 15000 стандартных кубических футов на баррель). Если желательно проведение гидрокрекинга, режимные параметры могут включать температуру от 315°С (600°F) до 441°С (825°F), избыточное давление в интервале от 5,5 до 13,8 МПа (от 800 до 2000 psig) или более типично от 6, 9 до 11,0 МПа (от 1000 до 1600 psig), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,5 до 2 час-1 и предпочтительно от 0,7 до 1,5 час-1, и скорость циркуляции водорода от 421 до 1685 нормальных м33 нефти (от 2500 до 10000 стандартных кубических футов на баррель).

Катализатором гидрокрекинга во взвешенном слое обычно являются гидраты сульфата железа, имеющие размеры частиц менее 45 мкм, при этом основная их часть, т.е., по меньшей мере 50 мас.%, в одном аспекте имеет размеры частиц менее 10 мкм. Подходящим катализатором является моногидрат сульфата железа. Катализатор из боксита также является подходящим катализатором. В одном аспекте в углеводородное сырье добавляют от 0,01 до 4,0 мас.% катализатора, исходя из свежего исходного сырья. В качестве альтернативы или дополнительно могут быть использованы катализаторы, растворимые в нефти. Растворимые в нефти катализаторы включают нафтенат металла или октаноат металла с содержанием в интервале 50-1000 wppm (весовых промилле), исходя из свежего исходного сырья. Металлом в этом случае может быть молибден, вольфрам, рутений, никель, кобальт или железо.

Реактор крекинга во взвешенном слое может работать при избыточном давлении, составляющем в одном аспекте от 3,5 МПа (508 psig) до 24 МПа (3,481 psig) при отсутствии коксообразования в реакторе. Температура в реакторе может находиться в интервале от 350° до 600°С, причем типичная температура составляет от 400° до 500°С. Типичная величина часовой объемной скорости жидкости (LHSV) составляет 4 час-1, исходя из свежего сырья, при этом подходящий интервал - от 0,1 до 3 час-1, и в особенности подходящий интервал - от 0,2 до 1 час-1. Конверсия сырья за один проход может составлять от 50 до 95 мас.%. Скорость циркуляции водорода может составлять от 674 до 3370 нормальных м33 нефти (от 4000 до 20000 стандартных кубических футов на баррель). В реактор 24 гидрокрекинга во взвешенном слое может быть добавлена противовспенивающая присадка, в одном аспекте добавлена сверху, для снижения тенденции к пенообразованию в реакторе.

Катализаторами гидроочистки, подходящими для использования в настоящем изобретении, являются любые известные традиционные катализаторы гидроочистки, которые включают катализаторы, образованные, по меньшей мере, из одного металла Группы VIII, предпочтительно использовать железо, кобальт и никель, более предпочтительно кобальт и/или никель, по меньшей мере, один металл Группы VI, предпочтительно молибден и вольфрам, на большой площади поверхности материала носителя, предпочтительно оксида алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы из драгоценных металлов, для которых драгоценный металл выбирают из палладия и платины. В пределах объема настоящего изобретения в одном и том же реакторе 96 гидроочистки в одной и той же камере может быть использован более чем один тип катализатора гидроочистки. Металл Группы VIII обычно присутствует в количестве от 2 до 20 мас.%, предпочтительно в интервале от 4 до 12 мас.%. Металл Группы VI обычно присутствует в количестве от 1 до 25 мас.%, предпочтительно в интервале от 2 до 25 мас.%.

Предпочтительные режимные параметры гидроочистки могут включать температуру от 290°С (550°F) до 455°С (850°F), приемлемо от 316°С (600°F) до 427°С (800°F) и предпочтительно от 343°С (650°F) до 399°С (750°F), избыточное давление в интервале от 2,1 МПа (300 psig), предпочтительно от 4,1 МПа (600 psig) до 20,6 МПа (3000 psig), приемлемо избыточное давление 12,4 МПа (1800 psig), предпочтительно 6.9 МПа (1000 psig), часовую объемную скорость свежего углеводородного сырья от 0,1 час-1, приемлемо от 0,5 час-1 до 4 час-1, предпочтительно от 1,5 до 3,5 час-1, скорость циркуляции водорода от 168 до 1011 нормальных м33 нефти (от 1000 до 6000 стандартных кубических футов на баррель), предпочтительно от 168 до 674 нормальных м33 нефти (от 1000 до 4000 стандартных кубических футов на баррель), с использованием катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.

Эффлюент гидрообработки выходит из реактора 24 гидрообработки и направляется в трубопровод 26 для эффлюента гидрообработки. Указанный эффлюент гидрообработки содержит материал, который затем становится потоком относительно холодного эффлюента гидрообработки и потоком относительно горячего эффлюента гидрообработки. Участок гидрообработки установки может содержать один или большее число сепараторов для разделения потока эффлюента гидрообработки на поток относительно холодного эффлюента гидрообработки и поток относительно горячего эффлюента гидрообработки.

Эффлюент гидрообработки, транспортируемый через трубопровод 26 для эффлюента гидрообработки, в одном аспекте может быть использован для теплообмена с потоком сырья гидрообработки, проходящего по трубопроводу 20, с целью охлаждения перед входом в горячий сепаратор 30. В горячем сепараторе осуществляется разделение эффлюента гидрообработки с получением потока парообразных углеводородов, содержащего часть потока холодного гидрообработанного эффлюента, отводимого из горячего сепаратора сверху через трубопровод 32 для верхнего потока, и жидкого углеводородсодержащего потока кубового остатка, отводимого из горячего сепаратора 30 снизу по трубопроводу 34 для кубового остатка, содержащего часть потока холодного гидрообработанного эффлюента и еще часть потока горячего гидрообработанного эффлюента. Горячий сепаратор 30 на участке 12 гидрообработки ниже по потоку сообщается с реактором 24 гидрообработки. При этом горячий сепаратор 30 работает при температуре в интервале от 177°С (350°F) до 371°С (700°F) и предпочтительно в интервале от 232°С (450°F) до 315°С (600°F). Горячий сепаратор может функционировать при немного меньшем давлении, чем давление в реакторе 24 гидрообработки, учитывая потери давления в размещенном между ними оборудовании. Горячий сепаратор может функционировать при избыточном давлении в интервале от 3,4 МПа (493 psig) до 20.4 МПа (2959 psig).

Поток парообразных углеводородов, отводимый из горячего сепаратора сверху через трубопровод 32 для верхнего потока перед вводом в сепаратор 36, может быть охлажден. В результате реакций, протекающих в реакторе 24 гидрообработки, в которой из сырья удаляется азот, хлор и сера, образуются аммиак и сероводород. При определенной температуре аммиак и сероводород соединяются с образованием гидросульфида аммония, а аммиак и хлор будут соединяться с образованием хлорида аммония. Каждое соединение имеет характерную температуру сублимации, при которой это соединение может покрыть поверхности оборудования, в частности оборудования для теплообмена, ухудшая его характеристики. Для предотвращения осаждения солей гидросульфида аммония или хлорида аммония в трубопроводе 32, транспортирующем поток, отведенный с верха горячего сепаратора, в трубопровод 32 может быть введено подходящее количество промывочной воды (не показано), причем ввод воды может быть произведен выше по потоку от места в трубопроводе 32, в котором температура превышает характерную температуру сублимации каждого из соединений.

Холодный сепаратор 36 служит для отделения водорода от углеводорода, содержащегося в эффлюенте гидрообработки, с тем, чтобы направить его обратно в реактор 24 гидрообработки по трубопроводу 38 для отвода верхнего потока. Поток парообразных углеводородов, отводимый из горячего сепаратора сверху, может быть разделен в холодном сепараторе 36 с получением потока паров, отводимого из холодного сепаратора сверху через трубопровод 38 для верхнего потока и содержащего поток газа богатого водородом и потока жидкости, отводимого снизу холодного сепаратора через трубопровод 40, содержащего часть указанного холодного потока эффлюента гидрообработки. Соответственно, холодный сепаратор 36 сообщается ниже по потоку с трубопроводом 32 для отвода верхнего потока из горячего сепаратора 30 и реактором 24 гидрообработки. Холодный сепаратор 36 может функционировать при температуре в интервале от 38°С (100°F) до 66°С (150°F), приемлемо - от 46°С (115°F) до 63°С (145°F), и давлении, которое немного ниже давления в реакторе 24 гидрообработки и горячем сепараторе 30, принимая во внимание гидравлические потери давления в промежуточном оборудовании, для того, чтобы в отводимом сверху потоке постоянно находился водород и легкие газы, а в отводимом снизу потоке кубового остатка - обычно жидкие углеводороды. Холодный сепаратор может функционировать в интервале избыточного давления от 3 МПа (435 psig) до 20 МПа (2,901 psig). Холодный сепаратор 36, кроме того, может быть снабжен отстойником для сбора водяной фазы, отводимой через трубопровод 42.

Поток жидких углеводородов, транспортируемый из горячего сепаратора через трубопровод 34 для отвода кубового остатка, может быть фракционирован в качестве потока горячего эффлюента гидрообработки на участке 14 извлечения продукта. Согласно одному аспекту давление потока жидких углеводородов, транспортируемого в трубопроводе 34 для кубового остатка, может быть понижено, и поток может быть подвергнут быстрому испарению в горячей испарительной емкости 44 с получением отводимого сверху горячего потока легких хвостовых фракций, образовавшихся при быстром испарении, в трубопроводе 46 для отводимого сверху потока, содержащего часть потока холодного потока эффлюента гидрообработки, и потока тяжелой жидкости в трубопроводе 48 для кубового остатка, содержащего, по меньшей мере, часть указанного потока горячего эффлюента гидрообработки. Горячей испарительной емкостью 44 может быть какой-либо сепаратор, который разделяет жидкий эффлюент гидрообработки на парообразную и жидкую фракции. Горячая испарительная емкость 44 может функционировать при такой же температуре, что и горячий сепаратор 30, но при более низком избыточном давлении, находящемся в интервале от 2,1 МПа (300 psig) до 6,9 МПа (1000 psig), приемлемо при избыточном давлении менее 3,4 МПа (500 psig). Поток тяжелой жидкости в трубопроводе 48 для кубового остатка может быть подвергнут дальнейшему фракционированию на участке 14 извлечения продукта. Согласно одному аспекту поток тяжелой жидкости, транспортируемый в трубопроводе 48 для кубового остатка, может быть введен в горячую отпарную колонну 50 и содержит, по меньшей мере, часть, и приемлемо весь относительно горячий поток эффлюента гидрообработки. Горячая отпарная колонна 50 сообщается ниже по потоку с нижней частью горячей испарительной емкости 44 посредством трубопровода 48 для кубового остатка.

В одном аспекте жидкий поток эффлюента гидрообработки, транспортируемый в трубопроводе 40 для кубового остатка горячего сепаратора, может быть фракционирован в качестве холодного потока эффлюента гидрообработки на участке 14 извлечения продукта. Согласно другому аспекту давление холодного потока жидкого кубового остатка, полученного в холодном сепараторе, может быть понижено, и при этом одновременно может происходить быстрое испарение указанного потока в холодной испарительной емкости 52 с разделением холодного потока жидкого кубового остатка холодного сепаратора, подводимого в эту емкость по трубопроводу 40 для кубового остатка. Холодной испарительной емкостью 52 может быть какой-либо сепаратор, который разделяет эффлюент гидрообработки на паровую и жидкую фракции. Холодная испарительная емкость может сообщаться с нижней частью холодного сепаратора 36 посредством трубопровода 40 для кубового остатка. Холодная отпарная колонна 60 может сообщаться с трубопроводом 56 для кубового остатка, проходящим от холодной испарительной емкости 52.

В соответствии с еще одним аспектом отводимый сверху поток полученного в результате быстрого испарения горячего пара, транспортируемый в трубопроводе 46 для верхнего потока, может быть фракционирован в качестве холодного потока эффлюента гидрообработки на участке 14 для извлечения продукта. В другом аспекте отводимый сверху поток горячего пара быстрого испарения может быть охлажден и, кроме того, разделен в холодной испарительной емкости 52. В холодной испарительной емкости 52 может быть осуществлено разделение жидкого потока кубового остатка холодного сепаратора, транспортируемого в трубопроводе 40, и горячего парообразного верхнего потока быстрого испарения, транспортируемого в трубопроводе 46 для верхнего потока, с получением холодного верхнего потока быстрого испарения, отводимого через трубопровод 54 верхнего потока, и холодного потока кубового остатка процесса быстрого испарения, отводимого через трубопровод 56 для кубового остатка, содержащего, по меньшей мере, часть холодного потока эффлюента гидрообработки.

Холодный поток кубового остатка, полученного при быстром испарении, транспортируемый через трубопровод 56 для кубового остатка, содержит, по меньшей мере, часть холодного потока эффлюента гидрообработки и приемлемо - весь этот поток. В одном аспекте холодная отпарная колонна 60 сообщается ниже по ходу движения потока с холодной испарительной емкостью 52 посредством трубопровода 56 для кубового остатка. Холодная испарительная емкость 52 может сообщаться ниже по потоку с трубопроводом 40 для кубового остатка холодного сепаратора 50? (36), трубопроводом 46 для верхнего потока горячей испарительной емкости 44 и реактором 24 гидрообработки. Холодный поток кубового остатка быстрого испарения в трубопроводе 40 для кубового остатка и горячий верхний поток быстрого испарения в трубопроводе 46 для верхнего потока может поступать в холодную испарительную емкость 52 или вместе или по отдельности. В одном аспекте трубопровод 46 для горячего верхнего потока быстрого испарения объединяется с трубопроводом 40 для кубового остатка холодного сепаратора и обеспечивает совместную подачу горячего верхнего потока быстрого испарения и потока кубового продукта холодного сепаратора в холодную испарительную емкость 52. Холодная испарительная емкость 52 может функционировать при такой же температуре, что и холодный сепаратор 50, но, как правило, при более низком избыточном давлении, находящемся в интервале от 2,1 МПа (300 psig) до 7,0 МПа (1000 psig) и предпочтительно не более 3,1 МПа (450 psig). Водный поток в трубопроводе 42, проходящем от отстойника холодного сепаратора, может быть также направлен в холодную испарительную емкость 52. Водяной поток после быстрого испарения отводится из отстойника холодной испарительной емкости 52 по трубопроводу 62.

Парообразный верхний поток из холодного сепаратора, содержащий водород, транспортируемый по трубопроводу 38 для отвода верхнего потока, обогащен водородом. Указанный верхний поток холодного сепаратора, содержащий водород, транспортируемый по трубопроводу 38, может быть пропущен через тарельчатый или насадочный скруббер 64 башенного типа, в котором этот поток очищают с помощью промывочной жидкости, такой как водный раствор амина, проходящий через трубопровод 66, для удаления сероводорода или аммиака. Отработанная промывочная жидкость, протекающая в трубопроводе 68, может быть регенерирована и возвращена обратно в башенный скруббер 64. Очищенный промытый богатый водородом поток отводится из скруббера через трубопровод 70 и может быть сжат в рециркуляционном компрессоре 72 с получением рециркуляционного потока водорода в трубопроводе 74, представляющего собой сжатый парообразный поток эффлюента гидрообработки. Рециркуляционный компрессор 72 ниже по потоку может сообщаться с реактором 24 гидрообработки. Рециркуляционный поток водорода в трубопроводе 74 может быть пополнен подпиточным потоком 18 с получением потока водорода в трубопроводе 76 для водорода. Часть материала в трубопроводе 74 может быть посредством патрубков направлена в промежуточные слои катализатора в реакторе 24 гидрообработки с целью регулирования входной температуры последующего слоя катализатора (не показано).

На участке 14 извлечения продукта могут быть установлены горячая отпарная колонна 50, холодная отпарная колонна 6 и колонна 90 конечного фракционирования. Холодная отпарная колонна 60 ниже по потоку сообщается с реактором 24 гидрообработки для отпаривания относительно холодного потока эффлюента гидрообработки, который является частью потока эффлюента гидрообработки, транспортируемого через трубопровод 26 для эффлюента гидрообработки, а горячая отпарная колонна сообщается ниже по потоку с реактором 24 гидрообработки и предназначена для отпаривания относительно горячего потока эффлюента гидрообработки, который является также частью потока эффлюента гидрообработки, транспортируемого в трубопроводе 26 для эффлюента гидрообработки. В одном аспекте холодный поток эффлюента гидрообработки представляет собой поток кубового остатка, полученный в холодной испарительной емкости, отводимый через трубопровод 56 для кубового остатка, а горячий поток эффлюента гидрообработки является потоком кубового остатка горячей испарительной емкости, транспортируемым по трубопроводу 48, но предполагается использование других источников этих потоков.

Холодный поток эффлюента гидрообработки, который в одном аспекте может быть транспортирован в трубопроводе 56 для кубового остатка холодной испарительной емкости, может быть нагрет и введен в холодную отпарную колонну 60 вблизи верха этой колонны. Холодный поток эффлюента гидрообработки, который содержит, по меньшей мере, часть жидкого эффлюента гидрообработки, и может быть отпарен в холодной отпарной колонне 60 с использованием холодной отпаривающей среды, которой является инертный газ, такой как водяной пар, поступающий из трубопровода 78 для холодной отпаривающей среды, для получения холодного потока паров нафты, водорода, сероводорода, водяного пара и других газов, отводимого через трубопровод 80. По меньшей мере, часть указанного холодного парового потока может быть сконденсирована и разделена в ресивере 82. Трубопровод 84 для отводимого из ресивера 82 верхнего потока транспортирует парообразный отходящий газ для последующей очистки. Нестабильная жидкая нафта из кубового остатка, полученного в ресивере 82, может быть разделена на одну часть в виде обратного потока, возвращаемого через трубопровод 86 в верхнюю часть холодной отпарной колонны 60, и другую часть в виде продукта, которая может быть транспортирована по продуктопроводу 88 для дальнейшего фракционирования, например, в колонну дебутанизации или в колонну деэтанизации (не показаны). Холодная отпарная колонна 60 может работать при температуре кубового остатка в интервале от 149°С (300°F) до 260°С (500°F) и избыточном давлении верхнего потока в интервале от 0.5 МПа (73 psig) до 2.0 МПа (290 psig). Температура в ресивере 82, в который поступает верхний поток колонны, изменяется в интервале от 38°С (100°F) до 66°С (150°F), а давление по существу такое же, что и в верхнем потоке холодной отпарной колонны.

Холодный отпаренный поток гидрокрекинга, проходящий через трубопровод 92 для кубового остатка, может быть нагрет с помощью промышленного нагревателя, менее энергозатратного по сравнению с огневым нагревателем, и направлен в колонну 90 конечного фракционирования. Соответственно, колонна 90 конечного фракционирования ниже по потоку сообщается с трубопроводом 92 для кубового остатка, проходящим от холодной отпарной колонны. Холодный отпаренный поток перед вводом в колонну 90 конечного фракционирования может обмениваться теплотой с потоком кубового остатка, транспортируемым по трубопроводу 126 для кубового остатка, проходящему от колонны 90 конечного фракционирования, или с другим подходящим потоком.

Поток горячего эффлюента гидрообработки, который может быть транспортирован в трубопроводе 48 для кубового остатка, проходящим от горячей испарительной емкости, может быть введен в горячую отпарную колонну 50 вблизи ее верха. Горячий поток эффлюента гидрообработки, который содержит, по меньшей мере, часть жидкого эффлюента гидрообработки, может быть отпарен в горячей отпарной колонне 50 с помощью горячей отпаривающей среды, которой может служить инертный газ, такой как водяной пар, поступающий по трубопроводу 94, с получением горячего потока паров нафты, водорода, сероводорода, водяного пара и других газов, отводимого через трубопровод 96 для верхнего потока. По меньшей мере, часть указанного горячего парового потока может быть сконденсирована и разделена в ресивере 98. Трубопровод 100, проходящий от ресивера 98, транспортирует парообразный сбросный газ для последующей очистки. Нестабильная жидкая нафта из кубового остатка, полученного в ресивере 98, может быть разделена на одну часть в виде потока орошения в трубопроводе 102, возвращаемого на орошение в верхнюю часть горячей отпарной колонны 50, и другую часть в качестве продукта, которая может быть транспортирована по продуктопроводу 104 для дальнейшего фракционирования, например, в колонну дебутанизации или в колонну деэтанизации (не показаны). Кроме того, предполагается, что часть потока продукта, отведенная из горячей отпарной колонны 50, транспортируемая по трубопроводу 104, может быть направлена в холодную отпарную колонну 60. Горячая отпарная колонна 50 может работать при температуре кубового остатка в интервале от 160°С (320°F) до 360°С (680°F) и избыточном давлении верхнего потока в интервале от 0,5 МПа (73 psig) до 2,0 МПа (292 psig). Температура в ресивере 98 верхнего потока колонны изменяется в интервале от 38°С (100°F) до 66°С (150°F), a давление по существу такое же, как и в верхнем потоке горячей отпарной колонны 50.

Полученный горячий отпаренный гидрообработанный поток транспортируют через трубопровод 106 для кубового остатка. По меньшей мере, часть горячего отпаренного потока в трубопроводе 106 кубового остатка может быть направлена в колонну 90 конечного фракционирования. Соответственно, колонна 90 конечного фракционирования ниже по потоку сообщается с трубопроводом 106 кубового продукта, проходящим от горячей отпарной колонны.

Огневой подогреватель 108 ниже по потоку сообщается с трубопроводом 106 для горячего кубового остатка и может нагревать, по меньшей мере, часть горячего отпаренного потока перед его вводом в колонну 90 конечного фракционирования через трубопровод 110. Горячий отпаренный поток, проходящий по трубопроводу 92, может быть добавлен в колонну 90 конечного фракционирования в том месте, для ввода в которое не требуется предварительное нагревание в огневом нагревателе 108. Трубопровод 92 для холодного кубового остатка, транспортирующий холодный отпаренный поток в колонну 90 конечного фракционирования, может быть направлен в обход огневого нагревателя 108. Холодный вход для холодного отпаренного потока, проходящего через трубопровод 92 в колонну 90 конечного фракционирования, находится на более высоком уровне, чем горячий вход для горячего отпаренного потока, проходящего по трубопроводу 110, в колонну 90 конечного фракционирования.

Согласно одному аспекту горячий отпаренный поток, транспортируемый через трубопровод 106 для горячего кубового остатка, может быть разделен в сепараторе 112. Парообразный горячий отпаренный поток в трубопроводе 114 для верхнего потока из сепаратора 112 может быть направлен в колонну 90 конечного фракционирования на вход, находящийся ниже или на том же уровне, что и холодный вход для холодного отпаренного потока, транспортируемого через трубопровод 92. Жидким горячим отпаренным потоком в трубопроводе 116 для кубового остатка может быть часть указанного горячего отпаренного потока, которую направляют в колонну 90 конечного фракционирования после нагревания в огневом нагревателе 108, чтобы с помощью огневого нагревателя он стал горячим отпаренным потоком, транспортируемым через трубопровод 110. Указанный полученный в огневом нагревателе горячий отпаренный поток, транспортируемы через трубопровод 110, может быть введен в колонну 90 конечного фракционирования на уровне ниже холодного входа для холодного отпаренного потока, транспортируемого через трубопровод 114.

Колонна 90 конечного фракционирования может сообщаться с холодной отпарной колонной 60 и горячей отпарной колонной для разделения отпаренных потоков на потоки продукта. В колонне 90 конечного фракционирования может также осуществляться отпаривания холодного отпаренного потока, проходящего через трубопровод 92, и горячего отпаренного потока, транспортируемого по трубопроводу 106, которым может быть парообразный горячий отпаренный поток, проходящий через трубопровод 114, и жидкий горячий отпаренный поток в трубопроводе 116 или нагретый в огневом нагревателе горячий отпаренный поток 110. Отпаривание осуществляется с помощью отпаривающей среды, такой как водяной пар, поступающий по трубопроводу 118, с получением нескольких потоков продукта.

Потоки продукта могут включать верхний поток нафты, отводимый сверху через трубопровод 120, поток керосина в трубопроводе 122, проходящем от выхода для бокового погона, поток дизельного топлива, транспортируемый через трубопровод 124 от выхода для бокового погона, и поток неконвертированной нефти в трубопроводе 126 для кубового остатка, который может быть подходящим для дальнейшей обработки, например, в установке каталитического крекинга (FCC). Теплота от колонны 90 конечного фракционирования может быть отведена путем охлаждения керосина в трубопроводе 122 и дизельного топлива в трубопроводе 124 и направления части каждого охлажденного потока обратно в колонну. Отведенный сверху посредством трубопровода 120 поток нафты может быть сконденсирован и разделен в ресивере 128, при этом жидкость в качестве потока орошения возвращают обратно в колонну 90 конечного фракционирования. Для общего потока нафты в трубопроводе 130 может потребоваться дальнейшая обработка, например, в колонне отпаривания нафты, перед ее подмешиванием в бензиновый пул. Колонна 90 конечного фракционирования может функционировать при температуре кубового остатка в интервале от 288°С (550°F) до 370°С (700°F), предпочтительно 343°С (650°F) и избыточном давлении в верхнем потоке в интервале от 30 кПа (4 psig) до 200 кПа (29 psig). Часть непревращенной нефти, отводимой через трубопровод 126 для кубового остатка, может быть вновь доведена до температуры кипения и возвращения в колонну 90 конечного фракционирования вместо использования для отпаривания в колонне водяного пара.

Потоки серосодержащей воды могут быть собраны из отстойников (не показано) ресиверов 82, 98 и 128 верхних потоков колонн.

В воплощении, представленном на фиг.1, отводы верхних потоков для каждой из отпарных колонн 50 и 60 выполнены отдельными. Авторы изобретения обнаружили, что пары, отводимые с верха отпарных колонн 50 и 60, весьма сходны по составу, температуре и давлению.

Фиг.2 иллюстрирует воплощение горячей отпарной колонны 50 и холодной отпарной колонны 60, которые имеют общее оборудование 200 для отвода верхних потоков. Многие элементы, показанные на фиг.2, имеют конфигурацию, одинаковую с отображенными на фиг.1, и обозначены одинаковыми соответствующими ссылочными номерами позиции. Элементы на фиг.2, которые соответствуют элементам фиг,1, но имеют различную конфигурацию, обозначены такими же номерами позиции, что и на фиг.1, но снабжены индексом в виде одного штриха (′).

На фиг.2 горячий эффлюент гидрообработки, проходящий по трубопроводу 48, питает горячую отпарную колонну 50′, а холодный эффлюент гидрообработки, транспортируемый по трубопроводу 56, питает холодную отпарную колонну 50′, как и на фиг.1. Трубопровод 78 для холодной отпаривающей среды, ведущий в холодную отпарную колонну 60′, подает холодную отпаривающую среду в холодную отпарную колонну 60′, а трубопровод 94 для горячей отпаривающей среды, ведущий в горячую отпарную колонну 50′, подает горячую отпаривающую среду в горячую отпарную колонну 50′. Отпаривающей средой обычно служит водяной пар промежуточного давления, при этом характеристика «горячий» и «холодный» в отношении отпаривающей среды не указывает соответствующую температуру. Тарелки 220 в горячей отпарной колонне 50′ и тарелки 222 в холодной отпарной колонне 60′ или другие насадочные материалы улучшают контакт паров и жидкости и процесс отпаривания. В трубопровод 92 для кубового остатка поступает полученный холодный отпаренный поток, а в трубопровод 106 для кубового остатка поступает полученный горячий отпаренный поток. Участок 228 с кубовым остатком холодной отпарной колонны изолирован от участка 232 с кубовым остатком горячей отпарной колонны для изоляции холодного отпаренного потока, поступающего в трубопровод 92 для кубового остатка, от горячего отпаренного потока, отводимого через трубопровод 106 для горячего кубового остатка. Трубопровод 92 для холодного отпаренного кубового остатка холодной отпарной колонны 60′ изолирован от трубопровода 106 для горячего отпаренного кубового остатка горячей отпарной колонны 50′ для дополнительной изоляции холодного потока отпаренного кубового остатка от горячего потока отпаренного кубового продукта.

Трубопровод 80′ для верхнего потока, транспортирующий поток холодных паров из верхнего участка 204 холодной отпарной колонны 60′, и трубопровод 96′ для верхнего потока, транспортирующий поток горячих паров из верхнего участка 202 горячей отпарной колонны 50′, оба питают общий конденсатор 208 верхнего потока для конденсации потока холодных паров и потока горячих паров с получением отводимого сверху конденсированного потока, проходящего по трубопроводу 210. Конденсатор 208 ниже по потоку сообщается с верхним участком 204 горячей отпарной колонны, трубопроводом 80′ для верхнего потока холодной отпарной колонны 60′, верхним участком 202 и трубопроводом 96′ для верхнего потока горячей отпарной колонны 50′. Поток холодных паров в трубопроводе 80′ для верхнего потока и поток горячих паров в трубопроводе 96′ для верхнего потока перед вводом в конденсатор 208 могут быть смешаны в объединенном трубопроводе 206. Трубопровод 210 конденсата может транспортировать сконденсированный верхний поток в общий ресивер 212 верхнего потока и ниже по потоку сообщается с трубопроводом 80′ для верхнего потока холодной отпарной колонны 60′ и трубопроводом 96′ для верхнего потока горячей отпарной колонны 50′. В ресивере 212 для верхнего потока поток сконденсированного верхнего потока разделяется на поток отходящего газа, направляемый по трубопроводу 214 верхнего потока на последующую обработку, и поток сконденсированного в ресивере кубового остатка, отводимого через трубопровод 216 для кубового остатка. Поток серосодержащей воды может быть отведен из имеющегося в ресивере 212 отстойника (не показан). Общий ресивер 212 для верхних потоков функционирует в том же интервале температур и давлений, что и отдельные ресиверы 82 и 98 для холодного и горячего верхних потоков соответственно.

Полученный в ресивере сконденсированный поток кубового остатка, отводимый через трубопровод 216 для кубового остатка, может быть разделен на три части. По меньшей мере, первая часть указанного полученного в ресивере потока сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 216, может быть возвращена для орошения в верх горячей отпарной колонны 50′ посредством трубопровода 102′ для подачи конденсата горячего орошения. Трубопровод 102′ подачи конденсата горячего орошения может ниже по потоку сообщаться с трубопроводом 216 кубового остатка, выходящим из ресивера 212 для верхнего потока, а горячая отпарная колонна 50′ может ниже по потоку сообщаться с трубопроводом 102′ горячего орошения.

По меньшей мере, вторая часть потока полученного в ресивере сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 216, может быть возвращена для орошения в верх холодной отпарной колонны 60′ посредством трубопровода 86′ горячего орошения. Трубопровод 86′ горячего орошения ниже по потоку может сообщаться с трубопроводом 216 ресивера 212 для верхнего потока, а холодная отпарная колонна 60′ ниже по потоку может быть сообщена с трубопроводом 86′ горячего орошения. Расход потока холодного орошения в трубопроводе 86′ и горячего орошения в трубопроводе 102′ необходимо регулировать так, чтобы для каждой из отпарных колонн 50′ и 60′ был обеспечен прием достаточного потока орошения и подвод достаточного количества жидкости к соответствующим колоннам.

Третья часть полученного в ресивере потока сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 216, содержащего нестабильную нафту, может быть транспортирована через трубопровод 218 в колонну фракционирования (не показана) для дальнейшей обработки.

Воплощение, представленное на фиг.2, сокращает наполовину производственное оборудование на участке с оборудованием 200 для отвода верхнего потока за счет использования только одного конденсатора, одного ресивера и одной связанной с ними трубопроводной системы вместо двух.

В остальном воплощение на фиг.2 может быть таким же, как и представленное на фиг.1, за исключением отмеченных выше особенностей.

В воплощении, представленном на фиг.2, верхний участок для каждой отпарной колонны 50′ и 60′ был сохранен отдельным. Фиг.3 иллюстрирует воплощение секции 50″ горячей отпарной колонны и секции 60′′ холодной отпарной колонны, имеющие общий верхний участок 302. Многие элементы на фиг.3 имеют такую же конфигурацию, как и на фиг.1, и обозначены одинаковыми соответствующими и номерами позиции. Элементы на фиг.3, которые соответствуют элементам на фиг.1, но имеют иную конфигурацию, обозначены такими же ссылочными номерами, как и на фиг.1, но с индексом в виде двойного штриха (′′).

В воплощении на фиг.3 горячая секция 50′′ отпарной колонны и холодная секция 60′′ отпарной колонны размещены в одной общей емкости 330 для отпаривания и имеют общий верхний участок 302. При этом горячая секция 50′′ отпарной колонны и холодная секция 60′′ отпарной колонны примыкают в емкости 330 друг к другу (расположены рядом). Тяжелый материал, содержащийся в горячем эффлюенте гидрообработки в трубопроводе 48, направляемый в горячую секцию 50′′ отпарной колонны, имеет состав, отличающийся от состава холодного эффлюента 56 гидрообработки, направляемого в холодную секцию 60′′ отпарной колонны. Например, горячий эффлюент 48 гидрообработки может иметь большее число серосодержащих соединений и более высокую температуру, чем холодный эффлюент 56 гидрообработки. Для обеспечения положительного эффекта изобретения с помощью перегородки 340 предотвращается перемещение парообразного и жидкого материалов, находящихся в горячей секции 50′′ отпарной колонны, в холодную секцию 60′′ отпарной колонны.

Перегородка 340 на фиг.3 может представлять собой вертикальную стенку. Указанная перегородка 340 может проходить полностью до самого днища 336 емкости 330 и по всей высоте нижнего участка 328 холодной секции 60′′ отпарной колонны. Верх перегородки 340 находится на некотором расстоянии от верхней стенки 342 емкости 330 для отпаривания, чтобы холодные пары, отведенные сверху холодной секции 60′′ отпарной колонны, перемешивались с горячими парами из горячей секции 50" отпарной колонны в общем верхнем участке 302 колонны. Ниже верхнего конца перегородки 340, установленной в емкости 330 для отпаривания, материал из горячей секции 50′′ отпарной колонны не проходит в холодную секцию 60′′ отпарной колонны. Участок 328 для кубового остатка холодной секции отпарной колонны отделен от участка 332 для кубового остатка горячей секции отпарной колонны с тем, чтобы изолировать холодный отпаренный поток, отводимый через трубопровод 92′′ для кубового остатка, от горячего отпаренного потока, отводимого через трубопровод 106′′ для кубового остатка.

Горячий эффлюент гидрообработки вводится в горячую секцию 50′′ отпарной колонны через трубопровод 48 и холодный эффлюент гидрообработки через трубопровод 56 направляется в холодную секцию 60′′ отпарной колонны с противоположных сторон от перегородки 340. Трубопровод 78 для холодной отпаривающей среды, ведущий в холодную секцию 60′′ отпарной колонны, направляет отпаривающую среду в холодную секцию 60′′ отпарной колонны, а трубопровод 94 для горячей отпаривающей среды, ведущий в горячую секцию 50′′ отпарной колонны, направляет отпаривающую среду в горячую секцию 50′′ отпарной колонны. Отпаривающей средой обычно служит водяной пар промежуточного давления, при этом характеристика «горячий» и «холодный» в отношении отпаривающей среды не указывает соответствующую температуру. Тарелки 344 в горячей секции 50′′ отпарной колонны и тарелки 346 в холодной секции 60′′ отпарной колонны или другие насадочные материалы улучшают контакт паров и жидкости и процесс отпаривания. Трубопровод 92′′ для холодного отпаренного кубового остатка может проходить от нижнего участка 328 холодной секции 60″ отпарной колонны и служит для удаления холодного отпаренного потока через днище 336 холодной секции 60′′ отпарной колонны. Трубопровод 106′′ для горячего отпаренного кубового остатка может проходить от нижнего участка 332 горячей секции 50′′ отпарной колонны и служит для удаления горячего отпаренного потока через днище 336 горячей секции 50′′ отпарной колонны. Холодный отпаренный поток получают в трубопроводе 92′′ для кубового остатка, а горячий отпаренный поток получают в трубопроводе 106′′ для кубового остатка.

Общее оборудование 300 для верхнего потока служит для паров, отводимых из общей верхней секции 302 горячей секции 50′′ отпарной колонны и холодной секции 60′′ отпарной колонны. Горячий поток паров из горячей секции 50′′ отпарной колонны и поток холодных паров из холодной секции 60′′ отпарной колонны смешиваются в общем верхнем участке 302. Трубопровод 306 для отвода верхнего потока из общего верхнего участка 302 холодной секции 60′′ отпарной колонны и горячей секции 50′′ отпарной колонны, которые питает общий конденсатор 308 верхнего потока для конденсирования смешанного потока холодных паров и потока горячих паров с получением конденсированного верхнего потока в трубопроводе 310 для конденсата. Конденсатор 308 ниже по потоку сообщается с верхним участок 302 колонны и трубопроводом 306, отводящим верхний поток из холодной секции отпарной колонны и горячей секцией отпарной колонны. Трубопровод 310 конденсата может транспортировать сконденсированный верхний поток в общий ресивер 213 для верхнего потока, который ниже по потоку сообщается с трубопроводом 306, отводящим верхний поток из холодной секции 60′′ отпарной колонны и горячей секцией 50′′ отпарной колонны. В ресивере 312 для верхнего потока сконденсированный верхний поток разделяется на поток сбросного газа, транспортируемый через трубопровод 314 для верхнего потока ресивера для последующей обработки, сконденсированный поток полученного в ресивере кубового остатка, транспортируемого через трубопровод 316 для кубового остатка.

Сконденсированный поток полученного в ресивере кубового остатка, транспортируемый через трубопровод 316 для кубового остатка, может быть разделен на две части. По меньшей мере, первая часть сконденсированного потока полученного в ресивере кубового остатка, транспортируемого через трубопровод 316 для кубового остатка, может быть возвращена на орошение в общий участок 302 для верхнего потока, при этом в одном аспекте - в верхнюю часть холодной секции 60′′ отпарной колонны и горячей секции 50′′ отпарной колонны выше перегородки 340 посредством общего трубопровода 320 для направляемого обратно в колонну потока орошения. Вторая часть сконденсированного потока полученного в ресивере кубового остатка, транспортируемого через трубопровод 316 для кубового остатка, содержащего нестабильную нафту, может быть транспортирована по трубопроводу 318 в колонну фракционирования (не показана) для дальнейшей обработки. Серосодержащий поток воды может быть извлечен из имеющегося в ресивере 312отстойника (не показан).

В остальном воплощение на фиг.3 может быть таким же, как и представленное на фиг.1, за исключением отмеченных выше особенностей. Для прилегающих друг к другу секций отпарной колонны, находящихся в одной емкости 330, требуются только одна единственная емкость вместо двух емкостей и одна площадка для размещения единственной емкости 330 для отпаривания.

В воплощении на фиг.3 горячая секция 50′′ отпарной колонны и холодная секция 60′′ отпарной колонны примыкают друг к другу, находясь в одной общей емкости 330 для отпаривания, и имеют общий верхний участок 302. Фиг.4 иллюстрирует воплощение горячей секции 50′′′ отпарной колонны и холодной секции 60′′′ отпарной колонны, заключенных в одной и той же емкости, но размещенных одна над другой, при этом используются отдельные верхние участки 402, 404 с общим оборудованием 400 для отвода из колонны верхнего потока. Многие элементы на фиг.4 имеют такую же конфигурацию, как и на фиг.1, 2 и 3, и обозначены одинаковым соответствующим ссылочным номером позиции. Элементы на фиг.4, которые соответствуют элементам на фиг.1, но имеют иную конфигурацию, обозначены такими же ссылочными номерами, как и на фиг.1, но с индексом в виде тройного штриха (′′′).

В воплощении на фиг.4 горячая секция 50′′′ отпарной колонны и холодная секция 60′′′ отпарной колонны находятся в одной емкости 430 для отпаривания, но их верхние участки 402 и 404 или нижние участки 432, 428 (для тяжелых остатков) не являются общими. Холодная секция 60′′′ отпарной колонны и горячая секция 50′′′ отпарной колонны размещены в емкости 400 для отпаривания одна над другой, причем согласно одному аспекту холодная секция 60′′′ отпарной колонны расположена поверх горячей секцией 50′′′ отпарной колонны.

Тяжелый материал, содержащийся в горячем эффлюенте гидрообработки в трубопроводе 48, направляемый в горячую секцию 50′′′отпарной колонны, имеет состав, отличающийся от состава холодного эффлюента 56 гидрообработки, направляемого в холодную секцию 60′′′ отпарной колонны. Например, горячий эффлюент 48 гидрообработки может иметь большее число серосодержащих соединений и более высокую температуру, чем холодный эффлюент 56 гидрообработки. Для обеспечения положительного эффекта изобретения перегородка 440 предотвращает нежелательное перемещение материала, парообразного и жидкого, находящегося в горячей секции 50′′′ отпарной колонны, в холодную секцию 60′′′ отпарной колонны. В частности, перегородка предотвращает перемещение содержащегося в парах сероводорода из верхнего участка 402 горячей секции 50′′′ колонны в холодный отпаренный поток, содержащийся в трубопроводе 92′′′ для кубового остатка.

Перегородка 440, показанная на фиг.4, может представлять собой полусферическую стенку или головку. Перегородка 440 может проходить по всему поперечному сечению нижнего участка 428 холодной секции 60′′′ отпарной колонны. Перегородка может включать полусферическую стенку 442 или головку, проходящую по всему сечению верхнего участка 402 горячей секции 50′′′ отпарной колонны, вместо перегородки 440 или в дополнение к ней. Перегородка 440 предотвращает смешивание горячих паров или другого материала верхнего участка колонны, отводимого из горячей секции 50′′′ отпарной колонны, с холодными парами или другим материалом, выходящим из холодной секции 60′′′ отпарной колонны. Никакой материал из горячей секции 50′′′ отпарной колонны не проходит в холодную секцию 60′′′ отпарной колонны и наоборот. Участок 428 для кубового остатка холодной секции отпарной колонны изолирован от участка 432 для кубового остатка горячей секции отпарной колонны и отделяет холодный отпаренный поток, отводимый по трубопроводу 92′′′ для кубового остатка, от горячего отпаренного потока в трубопроводе 106′′′ для кубового остатка.

Кроме того, участок 428 кубового остатка холодной секции отпарной колонны изолирован от верхнего участка 402 горячей секции отпарной колонны, чтобы предотвратить поступление сероводород из верхнего участка 402 горячей секции отпарной колонны в холодный отпаренный поток, отводимый через трубопровод 92′′′ для холодного кубового остатка.

Горячий эффлюент гидрообработки, подводимый по трубопроводу 48, и холодный эффлюент гидрообработки, подводимый по трубопроводу 56, питают горячую секцию 50′′′ и холодную секцию 60′′′ отпарной колонны с противоположных сторон перегородки 440. Трубопровод 78 для холодной отпаривающей среды, ведущий в холодную секцию 60′′′ отпарной колонны, подает отпаривающую среду в холодную секцию 60′′′ отпарной колонны, а трубопровод 94 для горячей отпаривающей среды, ведущий в горячую секцию 50′′′ отпарной колонны, подает отпаривающую среду в горячую секцию 50′′′ отпарной колонны. Отпаривающей средой обычно служит водяной пар промежуточного давления, при этом характеристика «горячий» и «холодный» в отношении отпаривающей среды не указывает на соответствующую относительную температуру. Тарелки 444 в горячей отпарной колонне 50′′′ и тарелки 446 в холодной отпарной колонне 60′′′ или другие насадочные материалы улучшают контакт паров и жидкости и процесс отпаривания.

Трубопровод 92′′′ для холодного отпаренного кубового остатка может проходить от нижнего участка 428 холодной секции отпарной колонны 60′′′ и служит для отвода холодного отпаренного потока через перегородку 440, которая может находиться внизу холодной секции 60′′′ отпарной колонны. Трубопровод 92′′′ для холодного отпаренного кубового остатка может проходить через перегородку 440 и стенку 450 емкости 430 отпаривания для отвода холодного отпаренного потока через стенку 450 емкости 400 для отпаривания.

Трубопровод 106′′′ горячего отпаренного кубового остатка может проходить от нижнего участка 432 горячей секции отпарной колонны 50′′′ для отвода горячего отпаренного потока через днище 436 горячей секции отпарной колонны. Холодный отпаренный поток отводится через трубопровод 92′′′ для кубового остатка, а горячий отпаренный поток отводится через трубопровод 106′′′ для кубового остатка.

Трубопровод 80′′′ для отвода верхнего потока из верхнего участка 404 холодной секции 60′′′ отпарной колонны и трубопровод 96′′′ для отвода верхнего потока из верхнего участка 402 горячей секции 50′′′ отпарной колонны питают оба общий конденсатор 408 для отводимых сверху потоков, служащий для конденсации потока холодных паров и потока горячих паров с получением сконденсированного верхнего потока в трубопроводе 410 конденсата. Предполагается также, что для каждого их трубопроводов 80′′′ и 96′′′ для отвода верхнего потока из колонны, как и на фиг.1, может быть использовано отдельное оборудование отвода верхнего потока. Конденсатор 408 ниже по потоку сообщается с верхним участком 404 и трубопроводом 80′′′ для верхнего потока холодной секции 60′′′ отпарной колонны и верхним участком 404 и трубопроводом 96′′′ для верхнего потока горячей секции 50′′′ отпарной колонны. Поток холодных паров, транспортируемый через трубопровод 80′′′ для верхнего потока, и поток горячих паров в трубопроводе 96′′′ для верхнего потока перед входом в конденсатор 408 могут быть смешаны в объединяющем трубопроводе 406. Трубопровод 410 конденсата может транспортировать сконденсированный верхний поток в общий ресивер 412 для верхнего потока, который сообщается с трубопроводом 80′′′ для отвода верхнего потока из холодной секции 60′′′ отпарной колонны и трубопроводом 96′′′ для верхнего потока горячей секции 50′′′ отпарной колонны. В ресивере 412 для верхнего потока сконденсированный верхний поток разделяется на поток сбросного газа, транспортируемый через трубопровод 414 для дальнейшей обработки, и полученный в ресивере сконденсированный поток кубового остатка, отводимый по трубопроводу 416. Поток серосодержащей кислой воды может быть также собран из отстойника (не показан) ресивера 412 для верхнего потока.

Поток полученного в ресивере сконденсированного кубового остатка, отводимый через трубопровод 416 для кубового остатка, может быть разделен на три части. По меньшей мере, первая часть полученного в ресивере потока сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 416 для кубового остатка, может быть возвращена на орошение в верхнюю часть горячей секции 50′′′ отпарной колонны посредством трубопровода 102′′′ для возвратного потока горячего орошения. Трубопровод 102′′′ горячего орошения может ниже по потоку сообщаться с трубопроводом 416 для кубового остатка, проходящим от ресивера 412 для верхнего потока, а горячая секция 50′′′ отпарной колонны может ниже потоку сообщаться с трубопроводом 102′′′ горячего орошения.

По меньшей мере, вторая часть полученного в ресивере потока сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 416 для кубового остатка, может быть возвращена на орошение в верхнюю часть холодной секции 60′′′ отпарной колонны посредством трубопровода 86′′′ для возвратного потока холодного орошения. Трубопровод 86′′′ холодного орошения может ниже по потоку сообщаться с трубопроводом 416 для кубового остатка, проходит от ресивера 412 для верхнего потока, а холодная секция 60′′′ отпарной колонны может ниже потоку сообщаться с трубопроводом 86′′′ холодного орошения. Расход холодного потока орошения колонны, транспортируемого через трубопровод 86′′′ горячего орошения и через трубопровод 102′′′, должен быть регулируемым, чтобы обеспечить каждую из секций 50′′′ и 60′′′ отпарной колонны достаточным потоком на орошение, т.е. достаточным расходом жидкости, направляемой в соответствующие секции отпарной колонны.

Третья часть указанного полученного в ресивере потока сконденсированного кубового остатка, отводимого через трубопровод 416 для кубового остатка, содержащего нестабильную нафту, может быть транспортирована по трубопроводу 418 в колонну фракционирования (не показана) для дальнейшей обработки.

В остальном воплощение на фиг.4 может быть таким же, как и представленное на фиг.1, 2 и 3, за исключением отмеченных выше особенностей. Для размещенных одна поверх другой секций отпарной колонны требуется только одна емкость вместо двух емкостей и одна площадка для размещения единственной емкости 430 для отпаривания.

Пример

Настоящее изобретение, в котором используются горячая отпарная колонна и холодная отпарная колонна вместо единственной отпарной колонны, вопреки ожиданиям, позволяет сэкономить капитальные и эксплуатационные затраты. Холодный отпаренный поток не проходит через нагреватель сырья для конечного фракционирования, а направляется в колонну фракционирования после нагревания, осуществляемого за счет процесса теплообмена. В нагреватель сырья для конечного фракционирования направляется только горячий отпаренный поток, транспортируемый по трубопроводу для кубового остатка, и тем самым значительно снижается расход подаваемого в нагреватель сырья. В результате соответствующим образом уменьшаются производительность и габариты указанного нагревателя сырья для конечного фракционирования.

Были проведены расчеты для установки гидрообработки, в которой производилась гидрообработка 10,5 мегалитров (66,000 bbl) исходного материала в день. Расчеты показали, что снижение расхода подаваемого в нагреватель сырья для конечного фракционирования, обеспечиваемого изобретением, приводит к снижению расхода топлива, используемого в нагревателе, более чем на 40 процентов.

В установке генерируется меньшее количество водяного пара за счет теплообмена с горячими потоками, поскольку установка для извлечения продукта работает с большей эффективностью. В целом, установка для гидрообработки, содержащая горячую отпарную колонну и холодную отпарную колонны, может функционировать с эксплуатационными расходами, которые на 2,5 миллиона долларов в год меньше, чем известная установка гидрообработки, работающая с единственной отпарной колонной.

Капитальные затраты для той же установки также снижаются. Хотя две отпарные колонны являются немного более дорогостоящими, чем одна отпарная колонна, огневой нагреватель на 40 процентов меньше благодаря его низкой тепловой нагрузке. В результате изобретение с двумя отпарными колоннами приводит к снижению капитальных затрат на оборудование на 1,6 миллионов долларов.

Настоящее изобретение, в котором в установку извлечения гидрообработанных углеводородов добавлена одна емкость, неожиданно приводит к меньшим эксплуатационным и капитальным затратам.

Здесь описаны предпочтительные воплощения настоящего изобретения, включая наилучшие варианты осуществления изобретения, известные авторам изобретения. Следует понимать, что иллюстрируемые воплощения являются лишь примерами, и их не следует рассматривать как ограничивающие объем изобретения. Считается, что специалист в данной области техники без проведения дополнительных проработки и исследований, руководствуясь вышеприведенным описанием изобретения, может использовать настоящее изобретение в его наибольшей полноте. Предшествующие предпочтительные конкретные воплощения следует понимать, таким образом, лишь как иллюстративные, не ограничивающие каким бы то ни было образом остальную часть описания.

В изложенном выше описании все температуры приведены в градусах Цельсиях, а все доли и проценты весовые, если не указано иное. Давления приведены на выходе из емкостей и, в частности, на выходе парового потока из емкостей, имеющих ряд выходов.

Из вышеприведенного описания специалист в данной области техники легко может установить существенные признаки настоящего изобретения, и без выхода за пределы объема и сущности изобретения может произвести различные изменения и модификации изобретения, чтобы приспособить его к различным условиям и случаям применения.

1. Способ гидрообработки с извлечением гидрообработанных углеводородов, включающий:
гидрообработку углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением потока эффлюента гидрообработки;
отпаривание относительно холодного потока эффлюента гидрообработки, который является частью указанного потока эффлюента гидрообработки, в холодной отпарной колонне с помощью отпаривающей среды с получением холодного отпаренного потока;
отпаривание относительно горячего потока эффлюента гидрообработки, который является частью указанного потока эффлюента гидрообработки, в горячей отпарной колонне с помощью отпаривающей среды с получением горячего отпаренного потока и
фракционирование холодного отпаренного потока и горячего отпаренного потока в колонне конечного фракционирования для получения потоков продукта.

2. Способ гидрообработки по п. 1, в котором указанное отпаривание относительно холодного потока эффлюента гидрообработки с использованием отпаривающей среды в холодной отпарной колонне дополнительно обеспечивает получение потока холодных паров, а отпаривание относительно горячего потока эффлюента гидрообработки с использованием отпаривающей среды в указанной горячей отпарной колонне обеспечивает получение потока горячих паров, при этом способ дополнительно включает конденсацию указанного потока холодных паров и указанного потока горячих паров в конденсаторе с получением сконденсированного верхнего потока, отведенного из колонны.

3. Способ гидрообработки по п. 1, дополнительно включающий нагревание указанного горячего отпаренного потока в огневом нагревателе и направление холодного отпаренного потока в обход огневого нагревателя.

4. Установка для гидрообработки с извлечением гидрообработанных углеводородов, содержащая:
реактор гидрообработки;
холодную отпарную колонну, которая сообщается с реактором гидрообработки и предназначена для отпаривания относительно холодного потока эффлюента; и
горячую отпарную колонну, которая сообщается с реактором гидрообработки и предназначена для отпаривания относительно горячего потока эффлюента,
при этом установка содержит один или большее число сепараторов, который
сообщаются с реактором гидрообработки и предназначен для разделения потока эффлюента гидрообработки, выходящего из указанного реактора гидрообработки, на указанный холодный поток эффлюента гидрообработки и указанный горячий поток эффлюента гидрообработки.

5. Установка для гидрообработки по п. 4, дополнительно содержащая:
емкость для отпаривания, содержащую указанную холодную отпарную колонну и указанную горячую отпарную колонну; и
перегородку для предотвращения поступления материала из горячей отпарной колонны в холодную отпарную колонну.

6. Установка для гидрообработки по п. 4, дополнительно содержащая колонну конечного фракционирования, которая сообщается с холодной отпарной колонной и горячей отпарной колонной и предназначена для разделения отпаренных потоков на потоки продукта.

7. Установка для гидрообработки по п. 6, дополнительно содержащая огневой нагреватель, размещенный на трубопроводной линии, транспортирующей горячий отпаренный поток в колонну конечного фракционирования, при этом трубопровод, транспортирующий холодный отпаренный поток в колонну конечного фракционирования, проходит в обход огневого нагревателя.

8. Установка для гидрообработки по п. 4, дополнительно содержащая конденсатор, который сообщается как с потоком, отбираемым с верха указанной холодной отпарной колонны, так и с потоком, отбираемым с верха указанной горячей отпарной колонны.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа ректификации углеводородных смесей, включающего ввод метансодержащего газа в углеводородную смесь, нагревание и подачу полученной смеси в питательную секцию ректификационной колонны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано для безотходной переработки эмульсионных и эмульсионно-суспензионных нефтешламов, отработанных моторных масел и т.п.

Изобретение относится к химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа испарения многокомпонентных смесей, в котором смесь нагревают при повышенном давлении, а затем производят трехкратное испарение при снижении давления, полученные пары смешивают и выводят из системы, а жидкость выводят после третьей стадии испарения.
Изобретение относится к способам получения углеводородного топлива для ракетной техники и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа получения углеводородного топлива повышенной плотности для ракетной техники из нефтей Ванкорского месторождения путем выделения фракции, выкипающей внутри интервала температур 120-270°C с получением топлива.

Изобретение относится к способам перегонки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Способ включает ввод нагретого сырья через теплообменники и печь в сложную атмосферную колонну, оборудованную боковыми отпарными секциями с подачей в низ секций и сложной атмосферной колонны нагретых потоков, отбор с верха сложной атмосферной колонны легкой бензиновой фракции и подачу ее после нагрева в колонну стабилизации с выделением газа и стабильной легкой бензиновой фракции, боковыми погонами через отпарные секции - тяжелой бензиновой, керосиновой и дизельной фракций и с низа сложной атмосферной колонны мазута, подачу мазута после нагрева в печи в вакуумную колонну с боковым отбором дизельной фракции, легкого вакуумного газойля с помощью циркуляционного орошения и с низа вакуумной колонны - гудрона, с использованием циркуляционного орошения в сложной атмосферной колонне и ввода нагретого потока в низ вакуумной колонны, при этом сырье после нагрева в теплообменниках делят на два потока, больший по количеству поток нагревают в печи и подают в зону питания сложной атмосферной колонны, а меньший без нагрева подают между вводом большего потока и выводом дизельной фракции, сложная атмосферная колонна содержит два циркуляционных орошения, в качестве нагретых потоков в низ отпарных секций подают пары после испарения легких углеводородов из остатков отпарных секций, в низ сложной атмосферной колонны - нагретый газ из колонны стабилизации, с которой осуществляют отбор рефлюкса, с первой тарелки вакуумной колонны, расположенной выше ввода сырья, выводят тяжелый вакуумный газойль, нагревают им часть дизельной фракции вакуумной колонны и подают на смешение с мазутом перед нагревом его в печи, нагретую тяжелым вакуумным газойлем дизельную фракцию дополнительно нагревают в печи и вводят в качестве нагретого потока в низ вакуумной колонны, боковой отбор дизельной фракции вакуумной колонны выводят в качестве верхнего циркуляционного орошения, а легкого вакуумного газойля - в качестве нижнего.

Изобретение относится к способам переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Способ включает ввод нагретого сырья через теплообменники и печь в сложную атмосферную колонну, оборудованную боковыми отпарными секциями с подачей в низ секций и сложной атмосферной колонны нагретых потоков, отбор с верха сложной атмосферной колонны легкой бензиновой фракции и подачу ее после нагрева в колонну стабилизации с выделением газа и стабильной легкой бензиновой фракции, боковыми погонами через отпарные секции - тяжелой бензиновой, керосиновой и дизельной фракций и с низа сложной атмосферной колонны мазута, подачу мазута после нагрева в печи в вакуумную колонну с боковым отбором дизельной фракции, легкого вакуумного газойля с помощью циркуляционного орошения и с низа вакуумной колонны - гудрона с использованием циркуляционного орошения в сложной атмосферной колонне и ввода нагретого потока в низ вакуумной колонны, при этом сырье после нагрева в теплообменниках делят на два потока, больший по количеству поток нагревают в печи и подают в зону питания сложной атмосферной колонны, а меньший без нагрева подают между вводом большего по количеству потока и выводом дизельной фракции, сложная атмосферная колонна содержит два циркуляционных орошения, в качестве нагретых потоков в низ отпарных секций подают пары после испарения легких углеводородов из остатков отпарных секций, в низ сложной атмосферной колонны - нагретый газ из колонны стабилизации, с которой осуществляют отбор рефлюкса, из мазута перед нагревом его в печи испаряют легкие углеводороды при более низком давлении, чем давление в сложной атмосферной колонне и направляют их в качестве нагретого потока в низ вакуумной колонны, тяжелый вакуумный газойль выводят с первой тарелки, расположенной выше ввода сырья, в вакуумную колонну и подают на смешение с жидкой фазой мазута, после чего полученный после смешения поток нагревают в печи и направляют в вакуумную колонну в качестве сырья, боковой отбор дизельной фракции вакуумной колонны выводят в качестве верхнего циркуляционного орошения, а легкого вакуумного газойля - в качестве нижнего.

Изобретение относится к способам первичной перегонки нефти и может быть использовано для энергосберегающего фракционирования нефти в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к транспорту нефти и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки высоковязкой парафинистой нефти к трубопроводному транспорту путем снижения массовой доли парафина, а также уменьшения вязкости и температуры застывания нефти.

Изобретение относится к области нефтепереработки. Изобретение касается способа переработки углеводородного сырь и включает висбрекинг обрабатываемого сырья при температуре 330-450°C, последующее фракционирование в ректификационной колонне с выделением паров дизельных фракций и кубового остатка, образующегося в нижней части колонны, причем пары дизельных фракций из верхней части колонны подают через теплообменник и аппарат воздушного охлаждения на эжектор, после которого дизельные фракции собираются в промежуточной емкости.

Изобретение относится к способу конверсии углеводородного сырья, включающему следующие стадии, на которых осуществляют (a) контактирование исходного сырья с водородом в условиях проведения гидроочистки с получением гидроочищенного продукта, причем условия гидроочистки включают температуру в интервале от 250 до 480°C, давление в интервале от 10 до 150 бар и среднечасовую скорость подачи сырья от 0,1 до 10 час-1.

Изобретение относится к способу и установке для выделения жидких нефтяных продуктов из потока, вытекающего из реактора гидроконверсии нефти. .

Изобретение относится к способу обработки двух фракций сырья для уменьшения содержания ненасыщенных соединений. Первое сырье образовано большей частью углеводородами, содержащими по меньшей мере 4 атома углерода в молекуле, и содержит по меньшей мере одно ненасыщенное соединение, в том числе бензол, такой, что указанное первое сырье обрабатывают в зоне дистилляции, зоне обеднения и зоне ректификации, объединенной с зоной реакции гидрирования, по меньшей мере частично, внешней по отношению к зоне дистилляции, содержащей по меньшей мере один каталитический слой.

Настоящее изобретение относится к способу гидрообработки углеводородного топлива. Изобретение касается способа, включающего образование подлежащего обработке углеводородного сырья соединением углеводородного сырья, содержащего возобновляемое органическое вещество, с потоком водорода и направления его на стадию гидрообработки контактированием названного углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним неподвижным слоем катализатора гидрообработки.

Изобретение относится к области тарелок распределительных устройств, предназначенных для питания газом и жидкостью химических реакторов, функционирующих с использованием совместных нисходящих потоков газа и жидкости.

Изобретение относится к технике переработки нефти, конкретно к установкам гидроочистки углеводородных смесей, и может быть использовано в химической и нефтехимической отраслях промышленности.

Изобретение относится к реактору с радиальным слоем, имеющим высоту от 2 до 15 метров и диаметр от 1 до 10 метров. Реактор содержит коаксиальные наружную цилиндрическую сетку и внутреннюю цилиндрическую сетку, образующие кольцевое пространство, содержащее слой катализатора, в котором наружная сетка диаметром D является сеткой Джонсона, образованной рядом вертикальных нитей (7) и горизонтальных колец (8), скрепленных между собой сваркой и образующих прямоугольную ячейку, при этом горизонтальные кольца (8) разделены в вертикальном направлении на расстояние (d), составляющее от 5 до 200 мм и предпочтительно от 10 до 100 мм, и вертикальные нити (7) разделены в горизонтальном направлении на расстояние, составляющее от 0,1 до 5 мм и меньшее эквивалентного диаметра катализатора, поделенного на 2, при этом упомянутая сетка разделена по существу на равные модули, при этом каждый модуль имеет форму параллелепипедной дуги с высотой Н, составляющей от 1/15 до 1/3 высоты реактора, и со стороной, соответствующей угловому сектору с углом α, при этом сторона имеет длину, равную D/2·α, где α составляет от 20 до 60°, и каждую сторону модуля оборудуют бортиком, направленным внутрь реактора и по существу перпендикулярным к плоскости упомянутого модуля, при этом модули образуют наружную сетку, будучи скомпонованными в ряды, обозначаемые снизу вверх от 1 до N, при этом два последовательных ряда, обозначаемые I и I+1, расположены в шахматном порядке, при этом горизонтальные и вертикальные бортики модуля имеют толщину от 1 до 10 см и предпочтительно от 1 до 5 см. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение механической прочности наружной сетки, а также облегчение операций монтажа и ремонта указанной сетки. Изобретение также относится к применению указанного реактора. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Завод по переработке углеводородного сырья в северных регионах включает сырьевой и продуктовый резервуарные парки, установку стабилизации углеводородного сырья, установку атмосферной перегонки стабильного углеводородного сырья, установку газофракционирования углеводородного газа, выделенного на установке атмосферной перегонки и установке стабилизации, установку изомеризации, гидроочистки и риформинга фракции бензина, выделенного на установке атмосферной перегонки, с получением высокооктановых бензинов, установку гидроочистки фракции дизельного топлива, выделенного на установке атмосферной перегонки, и ее депарафинизации с выработкой дизельного топлива либо зимнего, либо арктического, установку санитарной очистки от кислых газов с применением воды в качестве поглотителя кислых газов с последующей утилизацией стоков в поглощающие скважины для закачки в пласт, установку компаундирования различных потоков углеводородного сырья, установку компаундирования товарных продуктов, таких как остаток фракционирования атмосферной перегонки, балластные фракции установок вторичной переработки и часть стабилизированного исходного сырья, с получением отгружаемой товарной нефти, и систему трубопроводов, связывающих технологические установки между собой и резервуарными парками. Технический результат - эффективная переработка углеводородного сырья в северных регионах, повышение ассортимента товарной продукции. 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к способу подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Изобретение касается способа подготовки нефти, включающего предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию, в котором в качестве концевого сепаратора используют колонну с насадкой и рибойлер. Технический результат - очистка нефти от сероводорода, снижение давления насыщенных паров. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к способу получения судового маловязкого топлива, включающему перегонку нефти с выделением дизельной фракции и каталитическую гидроочистку. Причем при перегонке нефти выделяют фракции, 95% которых выкипают в пределах от 180 до 220°C и от 220 до 360°C, эти фракции смешивают в балансовом соотношении с получением фракции от 180 до 360°C, также выделяют фракцию вакуумного газойля от 360 до 500°C и гудрон - фракцию, выкипающую выше 500°C, при этом каталитическому крекингу подвергают фракцию вакуумного газойля от 360 до 500°C, предварительно подвергнутую каталитической гидроочистке, а замедленному коксованию гудрон - фракцию, выкипающую выше 500°C, с выделением из продуктов реакций перечисленных вторичных процессов легких газойлевых фракций от 180 до 360°C и последующим компаундированием прямогонной дизельной фракции (ПДФ) от 180 до 360°C, легких газойлей замедленного коксования (ЛГЗК) и каталитического крекинга (ЛГКК) от 180 до 360°C, взятых в их массовом соотношении: прямогонная дизельная фракция - 30-50, легкий газойль замедленного коксования - 10-50, легкий газойль каталитического крекинга - 20-60, и добавлением в полученное топливо в качестве депрессорной присадки сополимера этилена с винилацетатом с содержанием активных звеньев винилацетата в концентрации от 20 до 40 масс.% и пределом текучести расплава от 0,07 до 19,2 в количестве от 0,10 до 0,50 масс.%. Способ позволяет получать судовое маловязкое топливо для высокооборотных и среднеоборотных судовых дизелей с улучшенными низкотемпературными свойствами. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 10 пр.
Наверх