Способ и установка гидроочистки

Изобретение относится к способу гидроочистки нафты полного диапазона для получения продуктов с пониженным содержанием серы, который включает в себя: (a) разделение сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; (b) пропускание указанной фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, и жидкого потока тяжелой нафты; (с) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, в нагреватель сырья; (d) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, из указанного нагревателя сырья в первый слой катализатора реактора гидроочистки; (e) пропускание указанного жидкого потока тяжелой нафты, содержащего указанную фракцию тяжелой нафты и указанную фракцию средней нафты, во второй слой катализатора указанного реактора гидроочистки; и (f) извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора. Изобретение также относится к установке гидроочистки нафты полного диапазона. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Данная заявка испрашивает приоритет на основании заявки US №13/938918, поданной 10 июля 2013 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способам обработки сырьевой нафты полного диапазона при использовании сочетания перегонки и гидроочистки для получения продуктов нафты с пониженным содержанием серы при сведении к минимуму уменьшения октанового числа.

Уровень техники

Нафта представляет собой сложную смесь жидких углеводородов, которая включает молекулы углеводородов, имеющие от пяти до двенадцати атомов углерода, и диапазон точек кипения от 30°C до 200°C. Множество технологических установок производит потоки продукта нафты, в том числе установки перегонки сырой нефти, каталитического крекинга, замедленного коксования и висбрекинга. Эти потоки нафты часто характеризуются низким октановым числом и присутствием различных типов загрязнителей, таких как азот-, серо- и кислородсодержащие молекулы.

Нефтеперерабатывающие заводы часто подвергают потоки нафты операциям гидроочистки, таким как гидродесульфуризация, для удаления азота, серы и других загрязнителей, которые могут снижать активность катализатора. Ряд проблем, связанных с гидроочисткой нафты, включает поддержание исключительно парообразной фазы, проходящей через нагреватели сырья в реактор гидроочистки, предотвращение чрезмерного нагрева в слоях катализатора реактора гидроочистки и уменьшение снижения октанового числа.

В связи с этим, существует потребность в новых способах гидроочистки, которые могут эффективно решать указанные выше проблемы. В идеале, продукты этих способов, должны иметь достаточно низкое содержание серы, чтобы удовлетворять действующим стандартам, и иметь достаточно высокое октановое число для использования при компаундировании бензина.

Раскрытие изобретения

Авторы настоящего изобретения неожиданно обнаружили, что способы гидроочистки сырья, такого как нафта полного диапазона, могут быть значительно улучшены с помощью разделения сырья на парообразную и жидкую фракции, которые вводятся в реактор гидроочистки в разных местах. Например, сырьевую нафту полного диапазона сначала направляют в диолефиновый реактор, где диолефины (если присутствуют) в сырье насыщаются. Выходящий из диолефинового реактора поток далее направляется в разделитель нафты, где нафта полного диапазона разделяется на три фракции. Головная фракция называется фракцией легкой нафты и содержит максимальное количество легких олефинов. Извлечение фракции легкой нафты может быть оптимизировано для максимального повышения извлечения олефинов из головного погона разделителя нафты с учетом минимизации содержания серы, чтобы соответствовать спецификации на общее содержание серы в парке смешения. В зависимости от спецификаций на конечное содержание серы в парке смешения бензина фракция легкой нафты может или непосредственно направляться на хранение или перерабатываться в секции окисления меркаптанов для очистки от присутствующих легких меркаптанов.

Другие две фракции из разделителя представляют собой фракцию средней нафты, отбираемую в виде бокового погона из колонны, и фракцию тяжелой нафты, извлекаемую в виде кубового продукта. Фракция тяжелой нафты содержит максимальное количество соединений серы и направляется в секцию гидроочистки. Фракция тяжелой нафты смешивается с рециркулирующим богатым водородом газовым потоком и направляется через теплообменник объединенного сырья. Выходящий поток из теплообменника объединенного сырья направляется в горячий сепаратор, где пар и жидкость разделяются. Пар направляется в нагреватель сырья, сжигание топлива которого регулируется регулятором температуры на входе в реактор гидроочистки. Наличие горячего сепаратора гарантирует, что ни при каких обстоятельствах никакая жидкость не поступит в нагреватель сырья. Нагреватель всегда принимает парообразную фазу, и это уменьшает проблему образования сухих пятен на змеевике, приводящих к коксованию.

Пар из нагревателя сырья затем направляется в первый слой катализатора в реакторе гидроочистки. Жидкость из горячего сепаратора объединяется с фракцией средней нафты и направляется во второй слой реактора гидроочистки. Подача парообразного потока нафты в первый слой катализатора и жидкого потока нафты во второй слой катализатора эффективно делит насыщение олефинов между двумя верхними слоями реактора гидроочистки. Схема разделения подачи сырья также гарантирует, что рост температуры в результате насыщения олефинов распределяется между двумя верхними слоями реактора гидроочистки и ослабляет высокий рост температуры в каком-либо одном слое, что приводит, тем самым, к увеличению срока службы катализатора.

Разделение между фракциями средней и тяжелой нафты или, в качестве альтернативы, толщина каждого слоя может быть оптимизирована для сведения к минимуму уменьшения исследовательского октанового числа, чтобы соответствовать спецификациям по сере. Регулировочный клапан жидкости горячего сепаратора уравновешивает перепад давления между нагревателем сырья и верхним слоем реактора. Направление жидкости непосредственно во второй слой реактора также обеспечивает жидкое охлаждение и экономит количество охлаждающего газа (богатого водородом газа), требуемое для поддержания температуры на входе второго слоя. Это приводит к уменьшению мощности компрессора рециркулирующего газа и позволяет использовать существующий компрессор для перестройки и модернизаций способа. Насколько известно авторам изобретения, в предшествующем уровне техники не рассматривается такая схема разделения потока с сепаратором, расположенным выше по потоку от нагревателя сырья.

Соответственно, один вариант осуществления изобретения относится к способу гидроочистки нафты полного диапазона, включающему в себя стадии пропускания парообразного потока, содержащего углеводороды нафты, в первый слой катализатора реактора гидроочистки, пропускания жидкого потока, содержащего углеводороды нафты, во второй слой катализатора реактора гидроочистки, и извлечения потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки. Первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора.

В одном аспекте жидкий поток также содержит фракцию тяжелой нафты и фракцию средней нафты, и парообразный поток также содержит фракцию тяжелой нафты. В другом аспекте способ дополнительно включает в себя стадии разделения сырьевой нафты полного диапазона на ряд фракций, включающий фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты, пропускания фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока и жидкого потока тяжелой нафты, и смешивания фракции средней нафты с жидким потоком тяжелой нафты с образованием жидкого потока. В еще одном аспекте указанные фракции также включают фракцию легкой нафты.

В одном аспекте способ включает в себя разделение сырьевой нафты полного диапазона с помощью перегонки. В другом аспекте фракция легкой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 30°C до 70°C, фракция средней нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 70°C до 110°C, и фракция тяжелой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 110°C до 220°C.

В еще одном аспекте способа реактор гидроочистки катализирует гидрирование и гидродесульфуризацию углеводородов нафты. В еще одном аспекте способ дополнительно включает пропускание парообразного потока в нагреватель сырья перед стадией (а). В еще одном аспекте парообразный поток дополнительно содержит богатый водородом газовый поток. В еще одном аспекте способ включает в себя стадию пропускания сырьевой нафты полного диапазона в диолефиновый реактор для по меньшей мере частичного гидрирования диолефинов в сырьевой нафте полного диапазона перед разделением сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций.

Во втором варианте осуществления способ гидроочистки нафты полного диапазона включает в себя стадии: пропускания сырьевой нафты полного диапазона в диолефиновый реактор для по меньшей мере частичного гидрирования диолефинов в сырьевой нафте полного диапазона; разделения по меньшей мере частично гидрированной сырьевой нафты полного диапазона на ряд фракций, включая фракцию легкой нафты, фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; пропускания фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока и жидкого потока тяжелой нафты; смешивания фракции средней нафты с жидким потоком тяжелой нафты с образованием жидкого потока смешанной нафты; пропускания парообразного потока тяжелой нафты в первый слой катализатора реактора гидроочистки; пропускания жидкого потока смешанной нафты во второй слой катализатора реактора гидроочистки; и извлечения потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки. Первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора.

В одном аспекте разделение по меньшей мере частично гидрированной сырьевой нафты полного диапазона на ряд фракций включает перегонку. В другом аспекте фракция легкой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 30°C до 70°C, фракция средней нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 70°C до 110°C, и фракция тяжелой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 110°C до 220°C.

В еще одном аспекте способа реактор гидроочистки катализирует гидрирование и гидродесульфуризацию углеводородов нафты. В еще одном аспекте способ включает в себя стадию пропускания парообразного потока в нагреватель сырья перед пропусканием парообразного потока тяжелой нафты в первый слой катализатора реактора гидроочистки. В еще одном аспекте парообразный поток смешивается с богатым водородом газовым потоком перед пропусканием парообразного потока тяжелой нафты в первый слой катализатора реактора гидроочистки.

В третьем варианте осуществления установка для гидроочистки нафты полного диапазона содержит: диолефиновый реактор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом сырьевой нафты полного диапазона; секцию разделения, находящуюся в сообщении ниже по потоку с диолефиновым реактором и в сообщении выше по потоку с рядом трубопроводов фракций нафты, включающим трубопровод для фракции средней нафты и трубопровод для фракции тяжелой нафты; парожидкостный сепаратор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции тяжелой нафты и в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара и трубопроводом жидкой тяжелой нафты; трубопровод жидкой смешанной нафты, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции средней нафты и трубопроводом жидкой тяжелой нафты; и реактор гидроочистки, содержащий первый слой катализатора и второй слой катализатора. В одном аспекте первый слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом жидкой смешанной нафты. В другом аспекте первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с первым слоем катализатора.

В одном аспекте секция разделения включает в себя перегонную колонну. В другом аспекте установка дополнительно содержит нагреватель сырья, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара и в сообщении выше по потоку с первым слоем катализатора. В еще одном аспекте установка содержит трубопровод богатого водородом газа, находящийся в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 проиллюстрирован способ гидроочистки для очистки сырьевой нафты полного диапазона в соответствии с изобретением.

Осуществление изобретения

1. Определения

В данном описании приведенные ниже термины имеют следующие значения.

Выражение «сообщение» означает, что между перечисленными компонентами при функционировании обеспечивается материальный поток.

Выражение «сообщение ниже по потоку» означает, что по меньшей мере часть вещества, текущая к объекту, с которым осуществляется сообщение ниже по потоку, может при функционировании вытекать из объекта, с которым он сообщается.

Выражение «сообщение выше по потоку» означает, что по меньшей мере часть вещества, вытекающая из объекта, находящегося в сообщении выше по потоку, может при функционировании протекать к объекту, с которым он сообщается.

Выражение «колонна» означает перегонную колонну или колонны для разделения одного или более компонентов с различными летучестями. Если не указано иное, каждая колонна содержит конденсатор на головном потоке из колонны, чтобы конденсировать и подавать в качестве орошения часть головного потока обратно в верхнюю часть колонны, и ребойлер в кубовой части колонны, чтобы выпаривать и направлять часть кубового потока обратно в кубовую часть колонны. Исходное сырье, поступающее в колонны, может быть предварительно нагрето. Давление в верхней части представляет собой давление головных паров у выходного отверстия для паров колонны. Температура кубовой части равна температуре жидкости на выходе из кубовой части. Трубопроводы для головного погона и трубопроводы для кубового продукта относятся к результирующим трубопроводам, выходящим из колонны ниже по потоку относительно мест отвода на орошение или повторное кипячение.

Используемый здесь термин «истинная точка кипения» (TBP) относится к способу проведения испытания для определения температуры кипения материала, который соответствует 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 которых получают график температуры в зависимости от подвергнувшейся разгонке массы (в масс. %), из расчета пятнадцати теоретических тарелок в колонне с кратностью орошения 5:1.

2. Подробное описание

Вариант осуществления способа гидроочистки настоящего изобретения проиллюстрирован с помощью фигуры. Способы гидроочистки используются для удаления нежелательных веществ из сырья с помощью селективных реакций с водородом в нагретом слое катализатора. В таких способах удаляют серу, азот и некоторые примеси металлов, которые часто являются ядами для расположенных ниже по потоку процессов на каталитической основе.

Подходящее сырье включает нафту полного диапазона из операций каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором, хотя возможно использование и другого нефтяного сырья. Альтернативное сырье включает различные другие типы углеводородных смесей, такие как крекированная нафта, полученная как продукт парового крекинга, термического крекинга, висбрекинга или замедленного коксования.

Сырьевая нафта полного диапазона обычно содержит органические соединения азота и органические соединения серы. Например, сырьевая нафта, как правило, содержит от 0,1% до 4%, обычно от 0,2% до 2,5%, и часто от 0,5% до 2% по массе от общего количества серы, по существу, присутствующего в виде органических соединений серы, таких как алкилбензотиофены. Такое дистиллятное сырье также содержит, как правило, от 50 ч/млн до 700 ч/млн, и обычно от 50 ч/млн до 100 ч/млн по массе общего азота, по существу присутствующего в виде органических соединений азота, таких как неосновные ароматические соединения, включая карбазолы. Типичная сырьевая нафта полного диапазона будет, таким образом, содержать 1% масс. серы, 500 масс. ч/млн азота и более 70% масс. дициклических и полициклических ароматических соединений.

Обратимся теперь к фиг. 1, на которой сырье, например, нафта полного диапазона, поступает в иллюстрируемый способ 100 по трубопроводу 101, находящемуся в сообщении с реактором 110. В настоящем примере реактор 110 представляет собой диолефиновый реактор для гидрирования диолефинов, присутствующих в сырье в трубопроводе 101. Диолефиновый реактор 110 осуществляет селективное гидрирование диолефинов, присутствующих в сырье FCC нафты (нафты, полученной крекингом с псевдоожиженным катализатором (KCC)). Один неограничивающий пример используемого для этого катализатора включает оксиды металлов на оксиде алюминия. Металлы предпочтительно представляют собой никель и молибден (VIII группа и VI группа в периодической таблице). Диолефиновый реактор 110 имеет рабочую температуру в диапазоне 140-210°C и давление в диапазоне 25-30 кг/см изб.

Выходящий поток извлекается из реактора 110 в трубопровод 116, который находится в сообщении с секцией 120 разделения. Секция 120 разделения включает в себя одну или более разделительных емкостей, предназначенных для разделения сырьевой нафты полного диапазона на несколько фракций. Предпочтительно, сырьевая нафта извлекается в виде легкой, средней и тяжелой фракций, исходя из истинной точки кипения фракций, при этом секция разделения включает в себя перегонную колонну. В одном варианте осуществления, фракция легкой нафты будет иметь диапазон точек кипения от минимальной точки кипения сырьевой нафты до 70°C, фракция средней нафты будет иметь диапазон точек кипения от 70°C до 110°C, и фракция тяжелой нафты будет иметь диапазон точек кипения от 110°C до 220°C. Однако специалисту будет понятно, что желательно адаптировать разделение фракций нафты для соответствия технологическим требованиям.

В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг. 1, фракция легкой нафты извлекается из зоны 120 разделения в трубопровод 122. В зависимости от наличия и концентрации загрязняющих веществ во фракции легкой нафты осуществляется стадия экстракции. В том случае, когда требуется экстракция, трубопровод 122 находится в сообщении с расположенными ниже по потоку секциями (не показаны) для очистки фракции легкой нафты. Например, фракция легкой нафты может быть подвергнута процессу окисления меркаптанов (т.е., способу Merox) для удаления серосодержащих меркаптанов.

В дополнение к фракции легкой нафты, фракция средней нафты извлекается из зоны 120 разделения в трубопровод 123, тогда как фракция тяжелой нафты извлекается в трубопровод 126. В некоторых вариантах осуществления каждая из фракций средней и тяжелой нафты пропускается в расположенные ниже по потоку местоположения с помощью насоса. На фиг. 1 фракция средней нафты в трубопроводе 123 и часть гидроочищенной нафты в трубопроводе 186 смешиваются в трубопроводе 124. Трубопровод 124 находится в сообщении с трубопроводом 125 посредством насоса. Аналогичным образом, фракция тяжелой нафты в трубопроводе 126 находится в сообщении с трубопроводом 127 посредством насоса.

В конечном счете, обе фракции средней и тяжелой нафты пропускают в секцию 150 гидроочистки. В традиционных способах, известных в области техники, не разделенная на фракции сырьевая нафта сначала превращается в пар и затем пропускается в первую из одной или более последовательностей слоев катализатора в реакторе гидроочистки. Настоящий способ 100 отличается от традиционных тем, что первоначальное фракционирование сырьевой нафты позволяет осуществлять индивидуальную переработку различных фракций и подачу в секцию 150 гидроочистки в разных точках. В одном варианте осуществления фракция тяжелой нафты из трубопровода 127 смешивается с водородсодержащим газовым потоком из трубопровода 128 в трубопроводе 129. Смесь тяжелой нафты/водорода в трубопроводе 129 пропускают через теплообменник 155 для рекуперации тепловой энергии выходящего потока секции 150 гидроочистки. Предварительно нагретая смесь тяжелой нафты/водорода выходит из теплообменника 155 в трубопровод 131. Трубопровод 131 находится в сообщении с горячим сепаратором 130. Горячий сепаратор 130 разделяет предварительно нагретую смесь из трубопровода 131 на парообразную и жидкую фазы. Данная стадия сепарации гарантирует, что только пар (а не жидкость) будет поступать в нагреватель 140 сырья.

Парообразная фаза из горячего сепаратора 130 находится в сообщении с нагревателем 140 сырья посредством трубопровода 132. Нагреватель 140 сырья дополнительно нагревает парообразную смесь тяжелой нафты/водорода. Смесь выходит из нагревателя 140 сырья в трубопровод 142, находящийся в сообщении с секцией 150 гидроочистки.

Жидкая фаза смеси тяжелая нафта/водород выходит из горячего сепаратора 130 по трубопроводу 134. Жидкая фаза тяжелой нафты/водорода в трубопроводе 134 и фракция средней нафты в трубопроводе 125 смешиваются в трубопроводе 135, находящемся в сообщении с секцией 150 гидроочистки. В некоторых вариантах осуществления желательно рециркулировать часть потока гидроочищенной нафты обратно в секцию 150 гидроочистки. В этом случае жидкая смесь в трубопроводе 135 и часть потока гидроочищенной нафты в трубопроводе 179 смешиваются в трубопроводе 136. Жидкая смесь в трубопроводе 136 поступает в секцию 150 гидроочистки. Секция 150 гидроочистки содержит один или более реакторов гидроочистки (гидроочистителей) для удаления серы из фракций нафты. В проиллюстрированном варианте осуществления секция 150 гидроочистки состоит из гидроочистителя 151 с тремя последовательно расположенными слоями 157, 158, 159 катализатора. В проиллюстрированном варианте осуществления нагретая парообразная смесь тяжелой нафты/водорода в трубопроводе 142 входит в гидроочиститель 151 и вступает в контакт с первым слоем 157 катализатора. В то же время, жидкая смесь входит в гидроочиститель 151 между слоями 157 и 158 катализатора. Целый ряд реакций происходит в гидроочистителе, включая гидрирование олефинов и гидродесульфуризацию меркаптанов и других соединений серы, которые совместно (олефины и соединения серы) присутствуют во фракциях нафты. Примеры соединений серы, которые могут присутствовать, включают диметилсульфид, тиофены, бензотиофены и тому подобное. Предпочтительно, реакции в гидроочистителе селективны в отношении десульфуризации, тогда как гидрирование олефинов сводится к минимуму.

Разделение фракций нафты между двумя верхними слоями 157, 158 гидроочистителя 151 является преимуществом по сравнению с традиционным способом. Во-первых, гидрирование олефинов в гидроочистителе 151 является экзотермическим процессом, который приводит к росту температуры в слоях 157, 158, 159 катализатора. Схема разделения подачи сырья (i) гарантирует, что рост температуры в результате насыщения олефинов распределяется между двумя верхними слоями, и (ii) ослабляет высокий рост температуры в каком-либо одном слое. Уменьшение роста температуры также приводит к увеличению срока службы катализатора. В дополнение к уменьшению роста температуры и увеличению срока службы катализатора, направление жидкой смеси непосредственно во второй слой 158 гидроочистителя 151 также обеспечивает жидкое охлаждение и экономит количество охлаждающего газа, необходимое для поддержания температуры на входе второго слоя 158. Это приводит к уменьшению мощности компрессора рециркулирующего газа и позволяет использовать существующий компрессор в случае будущих перестроек или модернизаций способа.

Предпочтительные условия реакции гидроочистки включают в себя температуру от 260°C (500°F) до 455°C (850°F), в подходящем случае от 316°C (600°F) до 427°C (800°F) и предпочтительно от 300°C (572°F) до 399°C (750°F), давление от 0,68 МПа (100 фунт/кв. дюйм изб.), предпочтительно от 1,34 МПа (200 фунт/кв. дюйм изб.) до 6,2 МПа (900 фунт/кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости свежего углеводородсодержащего сырья от 0,2 ч-1 до 4 ч-1, предпочтительно от 1,5 до 3,5 ч-1, и скорость поступления водорода от 168 до 1011 норм.м33 углеводорода (1000-6000 ст.куб. фут/баррель), предпочтительно от 168 до 674 норм.м33 масла (1000-4000 ст.куб. фут/баррель), с катализатором гидроочистки или комбинацией катализаторов гидроочистки.

Подходящие катализаторы гидроочистки включают катализаторы, содержащие по меньшей мере один металл группы VIII, такой как железо, кобальт и никель (например, кобальт и/или никель), и по меньшей мере один металл группы VI, такой как молибден и вольфрам, на материале носителя с высокой площадью поверхности, таком как тугоплавкий неорганический оксид (например, диоксид кремния или оксид алюминия). Типичный катализатор гидроочистки, таким образом, содержат металл, выбранный из группы, состоящей из никеля, кобальта, вольфрама, молибдена и их смесей (например, смеси кобальта и молибдена), осажденный на тугоплавком неорганическом оксидном носителе (например, оксиде алюминия).

Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы на основе благородных металлов, где благородный металл выбран из палладия и платины. В пределах объема изобретения находится использование более чем одного типа катализаторов гидроочистки в одной и той же или разных реакционных емкостях. Два или более слоя катализатора гидроочистки одного и того же или разных катализаторов и одно или более место закалки может использоваться в реакционной емкости или емкостях для получения продукта гидроочистки.

Выходящий поток покидает гидроочиститель 150 по трубопроводу 152. Как упоминалось ранее, выходящий поток подвергается косвенному теплообмену со смесью тяжелой нафты/водорода из трубопровода 129. Выходящий поток входит в теплообменник 155 по трубопроводу 152 и выходит из теплообменника 155 по трубопроводу 153. Промывочная вода в трубопроводе 161 и выходящий поток в трубопроводе 153 объединяются в трубопроводе 162. Промывочная вода не способна смешиваться с органической нафтой в выходящем потоке. Однако, сероводород и другие загрязнители в выходящем потоке из секции 150 гидроочистки будут селективно переходить в водную фазу.

Дополнительное охлаждение смеси выходящего потока/воды происходит в конденсаторе 160. Стадия охлаждения приводит к появлению первой жидкой (водной) фазы, состоящей из воды и других загрязнителей (иначе называемой «кислая вода»), второй жидкости (органической фазы), состоящей из гидроочищенной нафты, и богатой водородом газовой фазы. Смесь выходящего потока/воды входит в конденсатор 160 по трубопроводу 162 и выходит из конденсатора по трубопроводу 163, находящемуся в сообщении с холодным сепаратором 170. Холодный сепаратор 170 разделяет трехфазную смесь на поток кислой воды в трубопроводе 172, поток гидроочищенной нафты в трубопроводе 174 и поток водородсодержащего газа в трубопроводе 176. Как описано ранее, часть потока гидроочищенной нафты в трубопроводе 174 может быть рециркулирована в секцию 150 гидроочистки через трубопровод 179. Часть из трубопровода 174 рециркулирует в трубопровод 175, который находится в сообщении с трубопроводом 179 через посредство насоса. Трубопровод 175 представляет собой трубопровод с нулевым расходом в нормальном режиме (NNF). Данный трубопровод не используется в нормальном режиме работы. Однако, если имеется резкий рост температуры в первом слое 157 гидроочистителя 151, желательно рециркулировать жидкую гидроочищенную нафту из трубопровода 174 для регулирования экзотермической реакции, а не осуществлять подачу дополнительного материала, который содержит олефины.

Трубопровод 172 находится в сообщении с расположенными ниже по потоку секциями (не показаны) для переработки кислой воды. Гидроочищенная нафта в трубопроводе 174 при необходимости дополнительно очищается. Например, гидроочищенная нафта может подаваться в перегонную колонну для извлечения дополнительных загрязнителей, таких как водород, метан, этан, сероводород, пропан и тому подобное. В проиллюстрированном варианте осуществления трубопровод 174 находится в сообщении с секцией 180 отпаривания. Секция 180 отпаривания образует дистиллятный продукт в трубопроводе 182 и кубовый продукт в трубопроводе 184. Часть кубового продукта в трубопроводе 184 может быть рециркулирована по трубопроводу 186 в секцию 150 гидроочистки. Содержимое трубопровода 186 и содержимое трубопровода 123 смешиваются в трубопроводе 124. Аналогично трубопроводу 175, трубопровод 186 является трубопроводом NNF, который используется для регулирования роста температуры, который возникает в первом слое 157 гидроочистителя 151. В то время как вещество, поступающее в рециркуляционный трубопровод 175 из холодного сепаратора 170, должно перекачиваться насосом, вещество в трубопроводе 186 этого не требует, поскольку секция 180 отпаривания обычно работает при достаточно высоком давлении.

Наконец, богатый водородом газовый поток в трубопроводе 176 рециркулируют в способе 100. Газообразный водород входит в компрессор 177 по трубопроводу 176 и сжатый газ выходит по трубопроводу 178. Сжатый газообразный водород в трубопроводе 178 и подпиточный богатый водородом газ в трубопроводе 102 смешиваются в трубопроводе 115. Часть богатой водородом газовой смеси в трубопроводе 115 поступает через трубопровод 112 к дополнительным точкам в способе 100. Например, богатый водородом газ в трубопроводе 112 смешивается с сырьевой нафтой в трубопроводе 101. Часть богатого водородом газа в трубопроводе 112 также поступает через трубопровод 128 для смешивания с фракцией тяжелой нафты из секции 120 разделения в трубопроводе 127. Остальная часть богатого водородом газа в трубопроводе 115 входит в секцию 150 гидроочистки. Часть богатого водородом газа из трубопровода 115 входит в гидроочиститель 151 между первым и вторым слоями 157, 158 по трубопроводу 154, тогда как остальная часть входит между вторым и третьим слоями 158, 159 по трубопроводу 156.

Конкретные варианты осуществления

Хотя ниже следует описание в связи с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что данное описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ гидроочистки нафты полного диапазона, причем способ включает в себя (a) пропускание парообразного потока, содержащего углеводороды нафты, в первый слой катализатора реактора гидроочистки; (b) пропускание жидкого потока, содержащего углеводороды нафты, во второй слой катализатора реактора гидроочистки; и (c) извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором жидкий поток также содержит фракцию тяжелой нафты и фракцию средней нафты, и парообразный поток также содержит фракцию тяжелой нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя разделение сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; пропускание фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока и жидкого потока тяжелой нафты; и смешивания фракции средней нафты с жидким потоком тяжелой нафты с образованием жидкого потока. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором разделение сырьевой нафты полного диапазона включает перегонку. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором множество фракций также включает в себя фракцию легкой нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором фракция легкой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 30°C до 70°C; фракция средней нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 70°C до 110°C; и фракция тяжелой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 110°C до 220°C. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором реактор гидроочистки катализирует гидрирование и гидродесульфуризацию углеводородов нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя пропускание парообразного потока в нагреватель сырья перед стадией (a). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором парообразный поток дополнительно содержит богатый водородом газовый поток. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя пропускание сырьевой нафты полного диапазона в диолефиновый реактор для по меньшей мере частичного гидрирования диолефинов в сырьевой нафте полного диапазона перед разделением сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций.

Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ гидроочистки нафты полного диапазона, причем способ включает в себя (a) пропускание сырьевой нафты полного диапазона в диолефиновый реактор для по меньшей мере частичного гидрирования диолефинов в сырьевой нафте полного диапазона; (b) разделение по меньшей мере частично гидрированной сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию легкой нафты, фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; (c) пропускание фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока и жидкого потока тяжелой нафты; (d) смешивание фракции средней нафты с жидким потоком тяжелой нафты с образованием жидкого потока смешанной нафты; (e) пропускание парообразного потока тяжелой нафты в первый слой катализатора реактора гидроочистки; (f) пропускание жидкого потока смешанной нафты во второй слой катализатора реактора гидроочистки; и (g) извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором стадия (b) включает в себя перегонку по меньшей мере частично гидрированной сырьевой нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором фракция легкой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 30°C до 70°C; фракция средней нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 70°C до 110°C; и фракция тяжелой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 110°C до 220°C. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором реактор гидроочистки катализирует гидрирование и гидродесульфуризацию углеводородов нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя пропускание парообразного потока в нагреватель сырья перед стадией (e). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором парообразный поток смешивают с богатым водородом газовым потоком перед стадией (e).

Третий вариант осуществления изобретения представляет собой установку для гидроочистки нафты полного диапазона, причем установка содержит диолефиновый реактор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом сырьевой нафты полного диапазона; секцию разделения, находящуюся в сообщении ниже по потоку с диолефиновым реактором и в сообщении выше по потоку со множеством трубопроводов фракций нафты, включающим трубопровод для фракции средней нафты и трубопровод для фракции тяжелой нафты; парожидкостный сепаратор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции тяжелой нафты и в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара и трубопроводом жидкой тяжелой нафты; трубопровод жидкой смешанной нафты, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции средней нафты и трубопроводом жидкой тяжелой нафты; и реактор гидроочистки, содержащий первый слой катализатора и второй слой катализатора, при этом первый слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом жидкой смешанной нафты; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с первым слоем катализатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, в котором секция разделения содержит перегонную колонну. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий нагреватель сырья, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара и в сообщении выше по потоку с первым слоем катализатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно содержащий трубопровод богатого водородом газа, находящийся в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара.

Хотя изобретение было описано достаточно подробно со ссылкой на определенные варианты осуществления, специалистам будет понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено по-другому, чем в описанных вариантах осуществления, которые были представлены для целей иллюстрации, а не ограничения. Таким образом, объем прилагаемой формулы изобретения не должен ограничиваться приведенным здесь описанием вариантов осуществления.

1. Способ гидроочистки нафты полного диапазона, который включает в себя:

(a) разделение сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты;

(b) пропускание указанной фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, и жидкого потока тяжелой нафты;

(с) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, в нагреватель сырья;

(d) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, из указанного нагревателя сырья в первый слой катализатора реактора гидроочистки;

(e) пропускание указанного жидкого потока тяжелой нафты, содержащего указанную фракцию тяжелой нафты и указанную фракцию средней нафты, во второй слой катализатора указанного реактора гидроочистки; и

(f) извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки;

при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора.

2. Способ по п.1, в котором разделение сырьевой нафты полного диапазона включает перегонку.

3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя пропускание сырьевой нафты полного диапазона в диолефиновый реактор для, по меньшей мере, частичного гидрирования диолефинов в сырьевой нафте полного диапазона.

4. Способ по п.3, в котором стадия (a) включает в себя перегонку, по меньшей мере, частично гидрированной сырьевой нафты.

5. Способ по п.3, в котором

фракция легкой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 30°C до 70°C;

фракция средней нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 70°C до 110°C; и

фракция тяжелой нафты содержит углеводороды нафты, имеющие диапазон точек кипения от 110°C до 220°C.

6. Установка гидроочистки нафты полного диапазона, которая содержит:

диолефиновый реактор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом сырьевой нафты полного диапазона;

секцию разделения, находящуюся в сообщении ниже по потоку с диолефиновым реактором и в сообщении выше по потоку со множеством трубопроводов фракций нафты, включающим трубопровод для фракции средней нафты и трубопровод для фракции тяжелой нафты;

парожидкостный сепаратор, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции тяжелой нафты и в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара и трубопроводом жидкой тяжелой нафты;

трубопровод жидкой смешанной нафты, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом фракции средней нафты и трубопроводом жидкой тяжелой нафты; и

реактор гидроочистки, содержащий первый слой катализатора и второй слой катализатора, при этом первый слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с трубопроводом жидкой смешанной нафты;

при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится в сообщении ниже по потоку с первым слоем катализатора.

7. Установка по п. 6, дополнительно содержащая нагреватель сырья, находящийся в сообщении ниже по потоку с трубопроводом пара и в сообщении выше по потоку с первым слоем катализатора.

8. Установка по п.6, дополнительно содержащая трубопровод богатого водородом газа, находящийся в сообщении выше по потоку с трубопроводом пара.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу обработки бензина, содержащего соединения серы и олефины, причем способ включает по меньшей мере следующие этапы: a) взаимодействие, в по меньшей мере одном реакторе, бензина, водорода и катализатора гидродесульфирования при температуре от 270 до 400°C, давлении от 0,5 до 5 МПа, объемной скорости от 0,5 до 20 ч-1 и отношении расхода водорода, выраженного в нормальных м3 в час, к расходу обрабатываемого сырья, выраженному в м3 в час в стандартных условиях, от 50 Нм3/м3 до 1000 Нм3/м3 для превращения по меньшей мере части соединений серы в H2S; b) этап удаления образованного H2S, присутствующего в потоке, отбираемом с этапа a), путем охлаждения смеси бензина и водорода, отделения водорода, обогащенного сероводородом, от жидкого бензина и отпарки бензина путем введения потока водорода для удаления остаточных следов сероводорода, растворенного в бензине; c) взаимодействие в реакторе обедненного потока H2S, отбираемого с этапа b), с катализатором, содержащим по меньшей мере один сульфид по меньшей мере одного переходного металла, выбранного из металла группы VIB, металла группы VIII и меди, по отдельности или в смеси, осажденного на пористую подложку, с целью осуществления реакции меркаптанов с олефинами бензина с образованием соединений серы типа тиоэфира, причем этап c) осуществляют при температуре от 30°C до 250°C, объемной скорости жидкости от 0,5 до 10 ч-1, давлении от 0,4 до 5 МПа и отношении H2/сырье от 0 до 10 Нм3 водорода на м3 сырья с получением на выходе этапа c) бензина, с меньшим количеством меркаптанов по сравнению с их количеством в потоке, отбираемом с этапа b).

Настоящее изобретение относится к способу обработки бензина, содержащего диолефины, олефины и сернистые соединения, в том числе меркаптаны, в котором: подают бензин в дистилляционную колонну (3), содержащую по меньшей мере одну реакционную зону (4), содержащую по меньшей мере один первый катализатор, содержащий подложку и по меньшей мере один элемент группы VIII, причем введение осуществляют на уровне ниже реакционной зоны (4), для взаимодействия по меньшей мере одной бензиновой фракции с катализатором из реакционной зоны (4) и превращения по меньшей мере части меркаптанов из указанной фракции в сернистые соединения путем реакции с диолефинами и получения десульфированного легкого бензина, отбираемого в голове указанной дистилляционной колонны (3); где способ дополнительно включает следующие стадии: отбирают промежуточную бензиновую фракцию на уровне выше реакционной зоны (4) и ниже верха дистилляционной колонны (3); в нижней части колонны отбирают тяжелый бензин, содержащий большинство сернистых соединений, приводят в контакт, в реакторе демеркаптанизации (13), указанную промежуточную бензиновую фракцию, возможно в присутствии водорода, со вторым катализатором в сульфидной форме, содержащим подложку, по меньшей мере один элемент, выбранный из группы VIII, и по меньшей мере один элемент, выбранный из группы VIB, причем содержание элемента группы VIII, выраженное на оксид, составляет от 1 и 30 % от общей массы катализатора, содержание элемента группы VIB, выраженное на оксид, составляет от 1 до 30 % от общей массы катализатора, чтобы получить поток, содержащий сульфиды; поток, выходящий из реактора демеркаптанизации, возвращают в дистилляционную колонну (3).

Изобретение относится к способу получения углеводородных продуктов, включающему: а) приготовление углеводородного потока (С4), который преимущественно содержит разветвленные и неразветвленные углеводороды, каждый содержащий четыре атома углерода.

Изобретение относится к десульфуризации крекированной нафты путем взаимодействия водорода с органическими соединениями серы, присутствующими в подаваемом сырье.

Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке фракции С<SB POS="POST">5</SB> - С<SB POS="POST">9</SB> пиробензина. .

Изобретение относится к способу обработки бензина, содержащего соединения серы и олефины, причем способ включает по меньшей мере следующие этапы: a) взаимодействие, в по меньшей мере одном реакторе, бензина, водорода и катализатора гидродесульфирования при температуре от 270 до 400°C, давлении от 0,5 до 5 МПа, объемной скорости от 0,5 до 20 ч-1 и отношении расхода водорода, выраженного в нормальных м3 в час, к расходу обрабатываемого сырья, выраженному в м3 в час в стандартных условиях, от 50 Нм3/м3 до 1000 Нм3/м3 для превращения по меньшей мере части соединений серы в H2S; b) этап удаления образованного H2S, присутствующего в потоке, отбираемом с этапа a), путем охлаждения смеси бензина и водорода, отделения водорода, обогащенного сероводородом, от жидкого бензина и отпарки бензина путем введения потока водорода для удаления остаточных следов сероводорода, растворенного в бензине; c) взаимодействие в реакторе обедненного потока H2S, отбираемого с этапа b), с катализатором, содержащим по меньшей мере один сульфид по меньшей мере одного переходного металла, выбранного из металла группы VIB, металла группы VIII и меди, по отдельности или в смеси, осажденного на пористую подложку, с целью осуществления реакции меркаптанов с олефинами бензина с образованием соединений серы типа тиоэфира, причем этап c) осуществляют при температуре от 30°C до 250°C, объемной скорости жидкости от 0,5 до 10 ч-1, давлении от 0,4 до 5 МПа и отношении H2/сырье от 0 до 10 Нм3 водорода на м3 сырья с получением на выходе этапа c) бензина, с меньшим количеством меркаптанов по сравнению с их количеством в потоке, отбираемом с этапа b).

Изобретение относится к области гидроочистки нефтяных фракций. Описан способ гидрообработки, который ведут путем контактирования сырья с системой катализаторов, на первой ступени с катализатором при содержании компонентов, мас.%: оксид кобальта - 3,5-6,0; оксид молибдена 14,0-20,0; оксид фосфора 0,5-0,8; оксид алюминия - до 100; на второй ступени - продуктов первой ступени с катализатором при содержании компонентов, мас.
Изобретение относится к способу удаления мышьяка из углеводородного сырья, по меньшей мере частично жидкого при температуре окружающей среды и атмосферном давлении, содержащему по меньшей мере следующие этапы: a) приводят в контакт углеводородное сырье, водород и первую поглощающую массу, содержащую подложку и по меньшей мере один металл M1 группы VIB и по меньшей мере два металла M2 и M3 группы VIII, где металл M1 является молибденом, металл M2 является кобальтом и металл M3 является никелем; b) приводят в контакт углеводородное сырье, водород и вторую поглощающую массу в форме сульфида, содержащую подложку и никель, причем вторая поглощающая масса содержит количество никеля в диапазоне от 5 до 50% по массе NiO, в расчете на суммарную массу второй поглощающей массы в форме оксида перед сульфированием.

Настоящее изобретение относится к способу получения фракции газойля, фракции тяжелого дистиллята и фракции остаточного базового масла из полученного в синтезе Фишера-Тропша сырья.

Настоящее изобретение относится к способу получения фракции газойля, фракции тяжелого дистиллята и фракции остаточного базового масла из полученного в синтезе Фишера-Тропша сырья.

Изобретение относится к способу гидропереработки и установке для его осуществления. Способ включает разделение потока вакуумного газойля на легкий вакуумный газойль, средний вакуумный газойль и тяжелый вакуумный газойль в колонне вакуумной дистилляции; обеспечение зоны гидропереработки, содержащей по меньшей мере два слоя катализатора; закаливание ниже по потоку от первого слоя катализатора из указанных по меньшей мере двух слоев катализатора средним вакуумным газойлем, который легче тяжелого вакуумного газойля, подаваемого в указанный первый слой катализатора, и закаливание ниже по потоку от второго слоя катализатора из указанных по меньшей мере двух слоев катализатора легким вакуумным газойлем, причем тяжелый вакуумный газойль имеет более высокое содержание серы и азота, чем средний вакуумный газойль, который, в свою очередь, имеет более высокое содержание серы и азота, чем легкий вакуумный газойль.

Изобретение относится к способу обработки тяжелого нефтяного сырья для получения жидкого топлива и базисов жидкого топлива с низким содержанием серы, предпочтительно бункерного топлива и базисов бункерного топлива.

Изобретение относится к композиции для использования в качестве растворителя или компонента растворителя, содержащей С14-парафины в количестве от 40% до 50% от общей массы композиции и С15-парафины в количестве от 35% до 45% от общей массы композиции, причем С14-парафины и С15-парафины получены из биологического сырья.

Изобретение относится к способам совместного гидрооблагораживания триглицеридов жирных кислот и прямогонной дизельной фракции на сульфидных катализаторах с целью получения низкосернистых углеводородных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к способу одновременного получения по меньшей мере двух углеводородных фракций с низким содержанием серы из смеси углеводородов, начальная температура кипения которых составляет от 35 до 100°С, а конечная температура кипения составляет от 260 до 340°С, и имеющих общее содержание серы от 30 до 10000 м.д.

Изобретение относится к способу гидропереработки, включающему гидропереработку углеводородного подаваемого потока в реакторе гидропереработки для получения отходящего потока гидропереработки; пропускание указанного отходящего потока гидропереработки через горячий сепаратор для получения горячего головного потока и горячего отходящего потока гидропереработки из сепаратора; пропускание указанного горячего головного потока в теплый сепаратор для получения теплого головного потока и теплого отходящего потока гидропереработки из сепаратора; пропускание указанного теплого головного потока в холодный сепаратор для получения холодного отходящего потока гидропереработки из сепаратора; отпаривание указанного горячего отходящего потока гидропереработки из сепаратора, указанного теплого отходящего потока гидропереработки из сепаратора и указанного холодного отходящего потока гидропереработки из сепаратора в отпарной колонне; получение холодного отпаренного потока и горячего отпаренного потока; и фракционирование указанного горячего отпаренного потока в колонне вакуумного фракционирования продуктов.

Изобретение относится к способу гидроочистки нафты полного диапазона для получения продуктов с пониженным содержанием серы, который включает в себя: разделение сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; пропускание указанной фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, и жидкого потока тяжелой нафты; пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, в нагреватель сырья; пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, из указанного нагревателя сырья в первый слой катализатора реактора гидроочистки; пропускание указанного жидкого потока тяжелой нафты, содержащего указанную фракцию тяжелой нафты и указанную фракцию средней нафты, во второй слой катализатора указанного реактора гидроочистки; и извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора. Изобретение также относится к установке гидроочистки нафты полного диапазона. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх