Способ получения газойлевой фракции


 


Владельцы патента RU 2619931:

ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL)

Изобретение относится к способу получения газойлевой фракции. Способ получения газойлевой фракции включает стадии, на которых: (a) создают поток первого углеводородного продукта, основная часть углеводородов которого имеет температуру кипения в диапазоне от 370-540°C, и поток второго углеводородного продукта, основная часть углеводородов которого имеет температуру кипения ниже 370°C, (b) разделяют, по меньшей мере, часть потока первого углеводородного продукта на газообразный поток и жидкий поток в секции разделения, (c) разделяют, по меньшей мере, часть потока второго углеводородного продукта на газообразный поток и жидкий поток в секции разделения, (d) вводят, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), и, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (c), в секцию фракционирования для получения ряда фракций углеводородов, включая газойлевую фракцию, при этом, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится ниже того уровня, на котором в секцию фракционирования вводят, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (c) и (e), извлекают из секции фракционирования газойлевую фракцию. Технический результат – удешевление способа за счет энергетической эффективности и снижения капитальных затрат. 11 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу получения газойлевой фракции.

Уровень техники

В настоящее время получение газойля является важным ввиду увеличивающейся потребности в данном типе продукта нефтепереработки. Известно получение газойлевой фракции и других углеводородных фракций, таких как нафта, керосин и парафин, посредством объединения потоков различных продуктов нефтепереработки и обработки полученного объединенного потока с использованием процесса фракционирования.

Например, высококачественную газойлевую фракцию можно получать посредством объединения потока продукта, полученного гидрокрекингом вакуумного газойля, с потоком продукта, который был получен гидроочисткой газойля, и разделения объединенного потока продуктов в секции фракционирования для получения ряда углеводородных фракций, включая газойлевую фракцию. Общий недостаток такой объединенной переработки потоков продуктов заключается в том, что энергетическая эффективность используемой секции фракционирования оставляет желать лучшего.

Таким образом, существует потребность в получении высококачественного газойля из объединенных потоков продуктов нефтепереработки, в ходе которого преодолевается в достаточной мере описанный выше недостаток.

Сущность изобретения

К настоящему моменту обнаружено, что это можно реализовать привлекательным образом, если два потока различных продуктов нефтепереработки подвергают отдельным разделительным обработкам и раздельные жидкие потоки, полученные таким образом, вводят в секцию фракционирования на определенных уровнях по отношению друг к другу.

Соответственно, настоящее изобретение относится к способу получения газойлевой фракции, включающему в себя следующие стадии:

(а) подают поток первого углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения в диапазоне от 370-540°С, и поток второго углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения ниже 370°С;

(b) разделяют, по меньшей мере, часть потока первого углеводородного продукта в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток;

(c) разделяют, по меньшей мере, часть потока второго углеводородного продукта в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток;

(d) подают, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), и, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (с), в секцию фракционирования для получения ряда фракций углеводородов, включая газойлевую фракцию, при этом, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится ниже уровня, на котором в секцию фракционирования вводят, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (с); и

(e) извлекают из секции фракционирования газойлевую фракцию. В соответствии с настоящим изобретением предлагается высоко энергетически эффективный способ получения газойлевой фракции.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение относится к способу получения газойлевой фракции.

На стадии (а) подают поток первого углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения в диапазоне от 370-540°С, и поток второго углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения ниже 370°С. В связи с настоящим изобретением термин «основная доля» определяется как самое меньшее 50% масс. рассматриваемого углеводородного продукта в расчете на общую массу углеводородного продукта. Предпочтительно, первый углеводородный продукт содержит, по меньшей мере, 75% масс., более предпочтительно, по меньшей мере, 80% масс., еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90% масс. углеводородов с температурой кипения в диапазоне от 370-540°С в расчете на общую массу первого углеводородного продукта, а поток второго углеводородного продукта содержит, по меньшей мере, 75% масс., более предпочтительно, по меньшей мере, 80% масс., еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90% масс. углеводородов с температурой кипения ниже 370°С в расчете на общую массу второго углеводородного продукта. Подходяще, если второй углеводородный продукт имеет в своем составе менее 20 ч/млн серы. Предпочтительно, оба потока, и первого, и второго углеводородного продукта, содержат менее 20 ч/млн серы. Подходяще, если, по меньшей мере, часть первого углеводородного продукта получена в результате осуществления процесса гидрокрекинга, а, по меньшей мере, часть второго углеводородного продукта получена в результате осуществления процесса гидроочистки. Предпочтительно, весь первый углеводородный продукт получен в результате осуществления процесса гидрокрекинга, а весь второй углеводородный продукт подучен в результате осуществления процесса гидроочистки. Предпочтительно, процесс гидрокрекинга представляет собой процесс мягкого гидрокрекинга, а процесс гидроочистки представляет собой процесс гидрообессеривания. Другие подходящие процессы гидроочистки, при осуществлении которых может быть получен поток второго углеводородного продукта, включают в себя процессы депарафинизации и/или повышения цетанового числа или улучшения плотности. Сырье для подобного процесса гидрокрекинга соответствующим образом может быть выбрано из группы, состоящей из вакуумного газойля, тяжелого газойля, рециклового масла или остатка. Сырье для подобного процесса гидроочистки соответствующим образом может быть выбрано из прямогонного газойля, газойля висбрекинга, конденсата или рециклового масла, полученного в результате осуществления каталитического крекинга.

На стадии (b), по меньшей мере, часть потока первого углеводородного продукта разделяют в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток. Предпочтительно, на стадии (b) весь поток первого углеводородного продукта разделяют в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток. Жидкий поток, полученный на стадии (b), содержит, по меньшей мере, 50% масс., предпочтительно, по меньшей мере, 75% масс., более предпочтительно, по меньшей мере, 80% масс., и еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90% масс. углеводородов с температурой кипения в диапазоне от 370-540°С в расчете на общую массу жидкого потока. Соответственно, стадию (b) можно осуществлять при температуре в диапазоне от 175-300°С, предпочтительно 230-280°С, и давлении в диапазоне от 40-175 бар, предпочтительно в диапазоне от 100-150 бар.

На стадии (с), по меньшей мере, часть потока второго углеводородного продукта разделяют в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток. Предпочтительно, на стадии (с) весь поток второго углеводородного продукта разделяют в секции разделения на газообразный поток и жидкий поток. Жидкий поток, полученный на стадии

(c), содержит, по меньшей мере, 50% масс., предпочтительно, по меньшей мере, 75% масс. углеводородов с температурой кипения ниже 370°С в расчете на общую массу жидкого потока. Соответственно, стадию (с) также можно осуществлять, при температуре в диапазоне от 175-300°С, предпочтительно 200-240°С, и давлении в диапазоне от 40-175 бар, предпочтительно в диапазоне от 70-120 бар. Стадии (b) и (с) можно выполнять в отдельных секциях разделения или в одной секции разделения, имеющей разные разделительные отделения для потоков соответственных углеводородных продуктов. Если на стадиях (b) и (с) используют отдельные секции разделения, газообразный поток, полученный на стадии (с), можно соответствующим образом пропускать в секцию разделения на стадии (b).

Условия разделения на стадиях (b) и (с) могут быть одинаковыми или различными. Предпочтительно, на обеих стадиях (b) и (с) используют одинаковые условия разделения.

Соответственно, стадии (b) и (с) можно осуществлять в разных разделительных отделениях одной разделительной единицы оборудования.

На стадии (d), по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b) и, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (с), подают в секцию фракционирования для получения ряда фракций углеводородов, включая газойлевую фракцию. По меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится ниже уровня, на котором, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (с), подают в секцию фракционирования.

Температура, при которой жидкий поток, полученный на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на стадии (d), соответственно находится в диапазоне от 175-300°С, предпочтительно в диапазоне от 230-280°С.

Температура, при которой жидкий поток, полученный на стадии (с), вводят в секцию фракционирования на стадии (d), соответственно, находится в диапазоне от 175-300°С, предпочтительно в диапазоне от 200-240°С.

Предпочтительно, весь жидкий поток, полученный на стадии (b), подают в секцию фракционирования на стадии (d). Предпочтительно, весь жидкий поток, полученный на стадии (с), подают в секцию фракционирования на - стадии, (d). Более предпочтительно, все жидкие потоки, полученные на стадиях (b) и (с), вводят в секцию фракционирования на стадии (d).

Предпочтительно, весь жидкий поток, полученный на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится ниже уровня, на котором, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (с), подают в секцию фракционирования.

Соответствующим образом, по меньшей мере, часть газообразного потока, полученного на стадии (b), и/или, по меньшей мере, часть газообразного потока, полученного на стадии (с), конденсируют и, по меньшей мере, часть жидкого потока (потоков), полученного таким образом, вводят в секцию фракционирования на стадии (d). Предпочтительно, весь газообразный поток, полученный на стадии (b), и/или, весь газообразный поток, полученный на стадии (с), подвергают обработке в виде конденсации, при которой, по меньшей мере, часть газообразного потока конденсируется, и, по меньшей мере, часть жидкого потока (потоков), полученного таким образом, вводят в секцию фракционирования на стадии (d). Более предпочтительно, весь газообразный поток, полученный на стадии (b), и весь газообразный поток, полученный на стадии (с), подвергают обработке в виде конденсации, при которой, по меньшей мере, часть газообразного потока конденсируется и весь жидкий поток (потоки), полученный таким образом, подают в секцию фракционирования на стадии (d).

Соответственно, по меньшей мере, часть жидкого потока (потоков), полученного таким образом в результате конденсации, вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится выше уровня, на котором, по меньшей мере, часть обоих жидких потоков, полученных на стадиях (b) и (с), подают в секцию фракционирования. Предпочтительно, весь жидкий поток (потоки), полученный таким образом в результате конденсации, вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится выше уровня, на котором, по меньшей мере, часть обоих жидких потоков, полученных на стадиях (b) и (с), подают в секцию фракционирования.

На стадии (d) нижнюю часть секции фракционирования соответствующим образом эксплуатируют при температуре в диапазоне от 250-400°С, предпочтительно 340-380°С, а верхнюю часть секции фракционирования эксплуатируют при температуре в диапазоне от 50-150°С, предпочтительно 70-90°С, а давление в обеих частях находится в диапазоне от 1-8 бар, предпочтительно 2-4 бар.

При необходимости, жидкие потоки, полученные на стадиях (b) и (с), можно, по меньшей мере, частично охлаждать, например, посредством рекуперации энергии, до их пропускания в секцию фракционирования на стадии (d). Охлажденные жидкие потоки, полученные таким образом, соответственно, можно совместно подвергать дополнительным отдельным, разделительным обработкам для получения газообразных потоков и жидких потоков, затем указанные отдельные жидкие потоки можно пропускать в секцию фракционирования на стадии (d). Такие отдельные разделительные обработки можно осуществлять в разных отделениях одной разделительной единицы оборудования. Соответственно, давление жидких потоков, полученных на стадиях (b) и (с), снижают до подачи жидких потоков в секцию фракционирования i, на i стадии (d).

Сочетание стадий (b), (с), а также введение двух жидких потоков на определенных уровнях по отношению друг к другу на стадии (d) приводит к весьма привлекательной энергетической эффективности секции фракционирования. Количество тепла, требуемого на стадии (d), можно значительно понизить, что приводит к существенному уменьшению размера оборудования, требуемого для подвода тепла, такого как печь или нагреватель горячего масла, подлежащего использованию в секции фракционирования на стадии (d). В результате такого сокращения размера используемой печи диаметр секции фракционирования можно уменьшить. Диаметр секции фракционирования можно уменьшать на величину до 30%, при этом повышение энергетической эффективности может находиться в диапазоне 30-60%.

На стадии (е) извлекают газойлевую фракцию, полученную на стадии (d). Соответственно, на стадии (е), в дополнение к газойлевой фракции, можно извлекать одну или несколько дополнительных фракций, таких как фракция нафты, керосиновая фракция и/или фракция парафина.

На фиг. 1 показана упрощенная технологическая схема варианта осуществления настоящего изобретения. На фиг. 1 по линии 1 подают поток первого углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения в диапазоне от 370-540°С, и по линии 2 подают поток второго углеводородного продукта, основная доля углеводородов которого имеет температуру кипения ниже 370°С. Первый углеводородный продукт разделяют в секции 3 разделения на газообразный поток, который отводят по линии 4, и жидкий поток, который отводят по линии 5. Второй углеводородный продукт разделяют в секции 6 разделения на газообразный поток, который отводят по линии 7, и жидкий поток, который отводят по линии 8. Затем жидкий поток, полученный из секции 6 разделения, по линии 8 вводят в секцию 9 фракционирования. После этого жидкий поток, полученный из секции 3 разделения, по линии 5 подают в секцию 9 фракционирования на уровне, который находится ниже уровня, на котором жидкий поток из секции 6 разделения вводят в секцию 9 фракционирования. Газообразные потоки, отводимые по линиям 4 и 7, можно конденсировать и по отдельности вводить в секцию 9 фракционирования. Из секции 9 фракционирования фракцию нафты извлекают по линии 10, керосиновую фракцию можно извлекать по линии 11, газойлевую фракцию извлекают по линии 12, а фракцию гидропарафина извлекают по линии 13.

Следующий ниже пример дополнительно поясняет изобретение.

Пример

Положительный эффект изобретения можно представить в показателях энергетической эффективности и капитальных затрат посредством сравнения технологического решения установки предварительной обработки традиционного каталитического крекинга в псевдоожиженном слое с технологическим решением согласно изобретению. В технологическом решении традиционного процесса выходной поток с установки гидрокрекинга и выходной поток с установки гидрообессеривания подвергают совместным разделительным обработкам и фракционированию в колонне фракционирования. Поток, выходящий с установки гидрокрекинга, содержит значительную часть не превращенного масла (гидропарафина). Поток, выходящий с установки гидрообессеривания, состоит в основном из дизельного топлива с небольшим передним фронтом нафты и керосина и подлежит отгонке легких фракций для удаления H2S. Установка гидрокрекинга и установка гидрообессеривания работают при одном и том же давлении. В технологическом решении традиционного процесса для потоков с установок гидрокрекинга и гидрообессеривания совместно используют систему сепараторов, которая состоит из горячего сепаратора высокого давления, холодного сепаратора высокого давления, горячего сепаратора низкого давления и холодного сепаратора низкого давления. Следствием этого является то, что большую часть дизельного топлива пропускают в виде жидкого продукта из горячего сепаратора низкого давления HLPS в колонну фракционирования. В печи для подачи сырья колонны фракционирования дизельное топливо необходимо испарять и конденсировать в виде среднего циркуляционного орошения (MCR), при этом эксплуатация связана с расходами большого количества энергии. Для преодоления указанного недостатка в настоящем изобретении предлагается весьма привлекательное новое технологическое решение, в котором осуществлено использование отдельных горячих сепараторов высокого давления и отдельных горячих сепараторов низкого давления для соответствующих выходных потоков установок гидрокрекинга и гидрообессеривания. Технологическое решение согласно настоящему изобретению обладает тем преимуществом, что выходной поток из горячего сепаратора низкого давления, в котором разделяют выходной поток установки гидрообессеривания, можно пропускать в среднюю часть колонны фракционирования, над тарелкой отбора газойля, и не требуется его испарения при помощи печи для подачи сырья фракционирующей колонны, поскольку обеспечивается возможность отекания его в виде жидкости на тарелку отбора газойля. Хотя структура выработки продукции в соответствии с новым технологическим решением по существу аналогична структуре первоначального технологического решения, потребление энергии в рамках нового технологического решения было значительно меньшим, поскольку уже не требовалось испарять дизельное топливо. Новое технологическое решение приводит к снижению тепловой нагрузки печи с 51,9 МВт до 27,5 МВт, что является близким к теоретической потребности для испарения газойля (приблизительно 24 МВт). В результате затраты на эксплуатацию печи уменьшаются не менее, чем на 30%. Так как значительная часть капиталовложений способа требуется для печи подачи сырья колонны фрадсционирования, уменьшение размера печи оказывает существенное влияние на общую сумму капиталовложений. Кроме того, снижение тепловой нагрузки печи для подачи сырья также приводит к уменьшению предпочтительно диаметра колонны от 4400 мм до 3500 мм, что делает колонну фракционирования дешевле на величину не менее около 15%. В дополнение к этому, в случае нового технологического решения в соответствии с настоящим изобретением число теплообменников уменьшается, поскольку больше не требуются парогенераторы для потоков циркуляционного орошения.

Из вышеизложенного очевидно, что способ согласно настоящему изобретению вводит в действие значительное улучшение по показателям энергетической эффективности и капитальных затрат по сравнению с традиционным способом.

1. Способ получения газойлевой фракции, включающий в себя стадии, на которых:

(a) создают поток первого углеводородного продукта, основная часть углеводородов которого имеет температуру кипения в диапазоне от 370-540°C, и поток второго углеводородного продукта, основная часть углеводородов которого имеет температуру кипения ниже 370°C;

(b) разделяют, по меньшей мере, часть потока первого углеводородного продукта на газообразный поток и жидкий поток в секции разделения;

(c) разделяют, по меньшей мере, часть потока второго углеводородного продукта на газообразный поток и жидкий поток в секции разделения;

(d) вводят, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), и, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (c), в секцию фракционирования для получения ряда фракций углеводородов, включая газойлевую фракцию, при этом, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (b), вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится ниже того уровня, на котором в секцию фракционирования вводят, по меньшей мере, часть жидкого потока, полученного на стадии (c); и

(e) извлекают из секции фракционирования газойлевую фракцию.

2. Способ по п. 1, в котором первый углеводородный продукт содержит, по меньшей мере, 75% масс. углеводородов с температурой кипения в диапазоне от 370-540°C, в расчете на общую массу первого углеводородного продукта, а поток второго углеводородного продукта содержит, по меньшей мере, 75% масс. углеводородов с температурой кипения ниже 370°C в расчете на общую массу второго углеводородного продукта.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором второй углеводородный продукт содержит менее 20 ч/млн серы.

4. Способ по п. 1 или 2, в котором, по меньшей мере, часть первого углеводородного продукта получена в результате осуществления процесса гидрокрекинга, а, по меньшей мере, часть второго углеводородного продукта получена в результате осуществления процесса гидроочистки.

5. Способ по п. 4, в котором процесс гидрокрекинга представляет собой процесс мягкого гидрокрекинга, а процесс гидроочистки представляет собой процесс гидрообессеривания.

6. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкий поток, полученный на стадии (b), содержит, по меньшей мере, 50% масс. углеводородов с температурой кипения в диапазоне от 370-540°C, в расчете на общую массу жидкого потока, а жидкий поток, полученный на стадии (c), содержит, по меньшей мере, 50% масс. углеводородов с температурой кипения ниже 370°C, в расчете на общую массу жидкого потока.

7. Способ по п. 1 или 2, в котором каждую из стадий (b) и (c) осуществляют при температуре в диапазоне от 175-300°C и давлении в диапазоне от 40-175 бар.

8. Способ по п. 1 или 2, в котором по меньшей мере, часть газообразного потока, полученного на стадии (b), и/или, по меньшей мере, часть газообразного потока, полученного на стадии (c), конденсируют и, по меньшей мере, часть жидкого потока (потоков), полученного таким образом, вводят в секцию фракционирования на стадии (d).

9. Способ по п. 8, в котором, по меньшей мере, часть полученного жидкого потока (потоков) вводят в секцию фракционирования на уровне, который находится выше уровня, на котором, по меньшей мере, часть обоих жидких потоков, полученных на стадиях (b) и (c), подают в секцию фракционирования.

10. Способ по п. 1 или 2, в котором на стадии (d) нижнюю часть секции фракционирования эксплуатируют при температуре в диапазоне от 250-400°C, а верхнюю часть фракционирующей колонны эксплуатируют при температуре в диапазоне от 50-150°C и в обеих частях прилагают давление в диапазоне от 1-8 бар.

11. Способ по п. 1 или 2, в котором стадии (b) и (c) осуществляют в разных разделительных отделениях одной разделительной единицы оборудования.

12. Способ по п. 1 или 2, в котором на стадии (e), в дополнение к газойлевой фракции, извлекают фракцию нафты, керосиновую фракцию и/или фракцию парафина.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу дистилляции сырых нефтей. Способ дистилляции сырой нефти включает следующие стадии: i) пропускают углеводородную сырую нефть в сосуд предварительного мгновенного испарения, поддерживаемый в условиях, которые обеспечивают разделение сырой нефти на жидкость, полученную в результате предварительного мгновенного испарения, и пар, образующийся в результате предварительного мгновенного испарения, ii) пропускают жидкость, полученную в результате предварительного мгновенного испарения, в печь, поддерживаемую в условиях, которые обеспечивают нагревание и частичное испарение указанной жидкости, iii) пропускают нагретый поток, выходящий из печи, в нижнюю часть атмосферной дистилляционной колонны, поддерживаемой в условиях фракционирования, iv) пропускают пар, образующийся в результате предварительного мгновенного испарения, в зону указанной дистилляционной колонны, находящуюся в нижней части зоны отпаривания, расположенной ниже зоны ввода выходящего из печи потока, и v) пропускают водяной пар в зону указанной дистилляционной колонны, находящуюся в нижней части зоны отпаривания, таким образом, что выходящий из печи жидкий поток подвергается контактированию с водяным паром и паром, образующимся в результате предварительного мгновенного испарения, в зоне отпаривания в условиях, достаточных для отпаривания выходящего из печи жидкого потока, причем указанный пар, образующийся в результате предварительного мгновенного испарения, содержит не более 30 мас.% воды и/или водяного пара.

Изобретение относится к комбинированной установке переработки нефти ЭЛОУ-АВТК/Б, которая включает блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии.

Изобретение относится к массообменным процессам и может быть использовано в нефтяной, нефтеперерабатывающей, химической и других смежных отраслях промышленности при проведении процессов ректификации, отпарки, абсорбции и десорбции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при получении дистиллята в условиях нефтепромысла. Способ получения дистиллята включает разделение продукции на фракции в ректификационной колонне, направление широкой фракции легких углеводородов из ректификационной колонны в теплообменник, охлаждение до температуры, достаточной для конденсации, сепарирование, возврат части широкой фракции легких углеводородов в верхнюю часть ректификационной колонны, направление остальной части на склад, способ отличается тем, что широкую фракцию углеводородов направляют из ректификационной колонны в дополнительную малую ректификационную колонну, где жидкие углеводороды отделяют от газообразных углеводородов, получая дистиллят, затем дистиллят нагревают в испарителе и направляют обратно в дополнительную малую ректификационную колонну в зону массобмена жидких и газообразных углеводородов, где утяжеляют жидкую фракцию углеводородов за счет дополнительного отделения газообразных углеводородов и легкокипящих жидких углеводородов, по мере накопления утяжеленного дистиллята в дополнительной малой ректификационной колонне балансовое количество дистиллята направляют на охлаждение в теплообменнике, отделяют от дистиллята воду и газ в буферно-сепарационной емкости и направляют дистиллят в накопительную емкость, где отделяют газ, накапливают дистиллят и в последующем отправляют потребителю, при этом газообразные углеводороды из верха дополнительной малой ректификационной колонны, буферно-сепарационной емкости и накопительной емкости направляют в систему газосбора, а жидкие легкокипящие углеводороды из дополнительной малой ректификационной колонны подают в шлемовую трубу ректификационной колонны и включают в технологическую схему конденсации широкой фракции легких углеводородов.

Настоящее изобретение относится к способу получения тяжелого нефтяного топлива, предназначенного для стационарных котельных и технологических установок. Способ включает нагрев нефтяного остатка до температуры висбрекинга с дальнейшим фракционированием продуктов висбрекинга на газ, бензиновые, газойлевые фракции и тяжелый крекинг-остаток с последующим смешением тяжелого крекинг-остатка с газойлевой фракцией.

Изобретение относится к способам для обработки углеводородов, содержащих углеводороды геологических материалов. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержит: (a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны; (b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов; (c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло; (d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла; (e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа и (f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом, насыщенным абсорбционным маслом, смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла, эквивалентным углеводородом или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки.

Изобретение относится к способу получения сжиженных углеводородных газов, включающий адсорбционную очистку широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений и метанола.

Изобретение относится к способу получения высокоиндексных компонентов базовых масел, соответствующих группе II и III по API, и может быть применено в нефтеперерабатывающей промышленности для получения высокоиндексных компонентов базовых масел из непревращенного остатка гидрокрекинга с использованием процессов депарафинизации селективными растворителями и каталитической гидроочистки.

Изобретение относится к области нефтепереработки. Установка первичной перегонки нефти содержит сообщенную с трубой подвода сырой нефти первую колонну, верхняя зона которой предназначена для отделения паров бензина для последующего охлаждения и конденсации, а нижняя зона которой предназначена для направления через нагревательное устройство отбензиненной нефти во вторую колонну, используемую для отвода бензина с верхней зоны и получения мазута в нижней части этой колонны, а также получения керосина и дизельной фракции в средней части колонны, способ отличается тем, что установка снабжена последовательно расположенными теплообменниками, расположенными на входе подвода сырой нефти в первую колонну для нагрева этой сырой нефти за счет рекуперации тепла, снимаемого последовательно с потоков бензина, керосина, дизельной фракции и мазута для повышения температуры сырой нефти до 250-260°С, электродегидратором для очистки сырой нефти от солей и воды, расположенным перед входом подогретой сырой нефти в теплообменник, использующий рекуперацию тепла, снимаемого с выходной трубы выдачи в виде готового продукта мазута, последовательно расположенными воздушным холодильником и нефтяным холодильником для охлаждения и конденсации отделенных паров бензина с верхней зоны первой колонны для получения конденсата с температурой +40-+60°С и направления его в рефлюксную емкость для отделения углеводородного газа и возврата по крайней мере части прямогонного бензина в виде холодного орошения в верхнюю зону первой колонны, последовательно расположенными воздушным холодильником и нефтяным холодильником для охлаждения и конденсации отделенных паров бензина с верхней зоны второй колонны для получения конденсата и направления его в рефлюксную емкость для отделения углеводородного газа и возврата по крайней мере части бензина в виде холодного орошения в верхнюю зону второй колонны, при этом указанные нефтяные холодильники сообщены с системой подвода холодной сырой нефти к установке.

Изобретение описывает авиационное сконденсированное топливо, включающее смесь парафиновых углеводородов, при следующем содержании компонентов, % масс.: ΣC4H10 - 25,0-82,0; ΣC5H12 - 4,0-41,0; ΣC6H14 - 0,1-16,0; ΣC7H16 - 0,1-11,0; ΣC8H18 - 0,01-5,0; ΣC9H20-C12H26 - остальное до 100%, а также включающее противоизносные и антиокислительные присадки, при этом суммарное содержание противоизносных и антиокислительных присадок составляет не более 0,01% масс., ароматических и нафтеновых углеводородов составляет не более 6,0% масс., а давление насыщенных паров смеси составляет, МПа (абс.), при 20°C - не более 0,1.

Настоящее изобретение относится к способу переработки сырой нефти, включающему установку для разделения сырой нефти, состоящую по меньшей мере из одной установки перегонки под атмосферным давлением для разделения на различные фракции, установок для конверсии полученных тяжелых фракций, установок для улучшения качества некоторых фракций, полученных посредством воздействия на химический состав их компонентов, и установок для удаления нежелательных компонентов, при этом наиболее тяжелая фракция, остаток атмосферной перегонки, направляется в установку для конверсии, содержащую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе или типа с кипящим слоем, в который водород или смесь водорода и H2S вводится в присутствии нанодисперсного катализатора гидрирования и при этом указанная установка конверсии заменяет собой секцию перегонки под разрежением.

Изобретение относится к процессам нефтепереработки. Изобретение касается способа получения зимнего дизельного топлива из сернистых нефтей, включающего перегонку нефти, при которой выделяют легкую и тяжелую прямогонные дизельные фракции, далее прямогонную фракцию легкого дизельного топлива подвергают каталитической гидроочистке, а прямогонную фракцию тяжелого дизельного топлива в полном объеме подвергают каталитической гидроочистке и каталитической депарафинизации.

Изобретение относится к способам получения высокооктанового базового бензина и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается двухстадийного способа получения высокооктанового базового бензина с использованием жидкого и газообразного углеводородного сырья в присутствии катализатора, и циркуляцией непревращенного сырья и углеводородных газов.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа переработки нефти, включающего фракционирование нефтяного сырья совместно со светлыми фракциями термической конверсии и гидроконверсии с получением светлых фракций, тяжелого газойля и остатка, гидроочистку светлых фракций, деасфальтизацию остатка фракционирования совместно с остатком термической конверсии и, по меньшей мере, частью остатка гидроконверсии, с получением деасфальтизата и асфальта, при этом смесь тяжелого газойля и деасфальтизата подвергают термической конверсии с получением светлых фракций и остатка, направляемого на деасфальтизацию, а асфальт подвергают гидроконверсии с получением светлых фракций и остатка гидроконверсии, по меньшей мере, часть которого направляют на деасфальтизацию, а балансовую часть сжигают с целью получения энергии для собственных нужд и выработки концентрата ванадия и никеля, кроме того, сумму светлых фракций, полученных при фракционировании, термической конверсии и гидроконверсии, подвергают гидроочистке и стабилизации с получением дизельного топлива и легкой фракции стабилизации, которую подвергают каталитической переработке и фракционированию продуктов переработки, например с получением автобензина.

Изобретение относится к интегрированному способу получения дизельного топлива или добавок к топливу из биологического материала посредством получения парафинов в реакции Фишера-Тропша, с одной стороны, и посредством каталитической гидродеоксигенации масел и жиров биологического происхождения, с другой стороны.

Изобретение относится к нефтяному маслу и способу его получения. .
Изобретение относится к способам получения дизельного топлива из остаточного нефтяного сырья и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. .

Изобретение относится к области катализа и нефтепереработки, в частности к бифункциональному катализатору на основе алюмофосфатного цеолита, имеющего структуру AFO, обеспечивающего совместное получение низкозастывающих дизельных или реактивных топлив и изопарафиновых масел из высокопарафинистого сырья.
Наверх