Процесс гидроочистки нафты адсорбером для защиты от сернистых соединений

Изобретение относится к способу гидроочистки нафты, включающему преобразование органической серы в сероводород в потоке нафты в реакторе гидроочистки; разделение потока гидроочищенной нафты в отгонном устройстве легких фракций на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций; передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в адсорбер для защиты от сернистых соединений; обеспечение байпасной линии вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений; непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию на основе требуемой фракции потока через байпасную линию для соответствия сниженному содержанию серы в нафте; объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию для формирования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы. Технический результат - поддержание целевого уровня серы в продукте установки гидроочистки нафты (например, менее 0,5–1,0 ppm масс.), удаление не всей серы, максимизация срока службы адсорбента для защиты от сернистых соединений и обеспечение плавного регулирования фракции потока, проходящего через адсорбент для защиты от сернистых соединений. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Когда высокосернистое сырье (как правило, более 500 ppm масс. серы) подают в установку гидроочистки нафты (УГН), типичная расчетная температура начала/окончания работы (SOR/EOR) от 315 °C до 343 °C и соотношение H₂:HC рециркуляционного газа менее 100 Нм³/м³ приводит к образованию меркаптанов в результате рекомбинации серы, поступающей из H2S в продукты реакции. Реакция рекомбинации происходит под воздействием высокого содержания H₂S в продуктах реакции (например, более 0,3 моль-% или более 0,6 моль-% в рециркуляционном газе) в сочетании с равновесным содержанием олефинов 150 ppm масс. в продуктах реакции.

В комплексе для обработки нафты (например, УГН и блок каталитического риформинга), обрабатывающем высокосернистое сырье (например, более 500 ppm масс.), стандартная УГН может не подходить для снижения содержания серы в продукте куба отпарной колонны ниже 0,5–1,0 ppm масс., требуемых для установки каталитического риформинга. Кроме того, для снижения риска образования катализируемого металлом кокса (КМК) в установках риформинга можно обеспечить закачку серы для контроля серы в подаче на блок риформинга в диапазоне от 0,5 до 1,0 ppm масс. (в зависимости от сложности операций блока риформинга), поэтому необходимо сохранять некоторый объем серы (например, менее 0,5 ppm) в продукте УГН.

Один из стандартных способов решения этой проблемы включает в себя скруббер рециркуляционного газа для удаления H2S из рециркуляционного газа. Однако при типичном соотношении H2:HC рециркуляционного газа, при котором количество образующейся серы на выходе снижается только на одну треть по сравнению с базовым уровнем рекомбинационной серы, значение может достигать 2 ppm масс. Удаляемое количество может быть увеличено путем увеличения соотношения рециркуляционного газа. Однако это приводит к гораздо более высоким капитальным затратам (большой скруббер рециркуляционного газа и более крупный компрессор рециркуляционного газа), равно как и к увеличению затрат на коммунальные услуги для эксплуатации более крупного компрессора рециркуляционного газа. Кроме того, это приводит к более высоким эксплуатационным затратам, поскольку щелочь в скруббере необходимо заменять с периодическими интервалами, и специфическим проблемам при работе с материалами из-за природы щелочи. Наконец, адсорберы для защиты от сернистых соединений включают вспомогательное оборудование для поддержания температуры на впуске между 121–177°C (250–350°F) для хорошего удаления серы.

Другим возможным решением является размещение адсорбера для защиты от сернистых соединений (АЗСС) на продукте УГН, содержащего либо легкие, либо тяжелые или и те и другие потоки нафты. Нафта, как правило, разделяется на легкую и тяжелую фракцию с использованием дистилляционной установки на нафтаотгонной колонне, расположенной выше или ниже по потоку от гидроочистителя. Диапазон кипения для легкой нафты обычно находится в диапазоне от 29,4°C (85°F) точки дистилляции 5% до 82,2°C (180°F) точки дистилляции 95% по ASTM D-2887. Этот диапазон кипения охватывает большую часть 2-метилбутана из фракции сырой нефти в качестве ключевого компонента в легких фракциях и бензола в качестве ключевого компонента в тяжелых фракциях. Тяжелая нафта будет иметь точку дистилляции от 180°F 5% до 198,9°C (390°F) 95%, если тяжелая нафта направляется в блок риформинга нафты. Точка дистилляции 95% для тяжелой нафты часто составляет менее чем 198,9°C (390°F), возможно, даже ниже 148,9°C (300°F), если установка для риформинга нафты производит бензин. АЗСС имеет ограниченный ресурс при использовании для обработки потока легкой, тяжелой или как легкой, так и тяжелой нафты, неоправданно много меньше, чем 0,1 ppm масс. S. Как правило, слои адсорбента серы не могут быть сконструированы таким образом, чтобы оставить определенное конечное количество серы на выходе из слоя адсорбента серы. Поэтому единственным способом достижения нулевого содержания серы в потоке гидроочищенной нафты является обход определенного количества очищенного потока гидроочищенной нафты вокруг адсорберов для защиты от сернистых соединений, что увеличивает срок службы адсорбента за счет обработки меньшей части общего потока. Поскольку установка каталитического риформинга требует менее 0,5–1,0 ppm масс. серы в сырье для уменьшения КМК, желательно, чтобы не весь продукт УГН обрабатывался, а часть его пускалась в обход вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений. Сложно установить заданное значение байпасной фракции на основе оффлайн-анализов на серу в потоке продукта нафты с пониженным содержанием серы в сочетании с АЗСС и байпасом, поскольку диапазон ошибок для оффлайн-анализов на серу при таком содержании 0,5–1,0 ppm масс. может составлять 40–60% фактического содержания серы, что привело бы к резкому изменению расчетной фракции в байпасе от пробы к пробе без какого-либо фактического изменения содержания серы в потоке нафты с пониженным содержанием серы.

Таким образом, существует потребность в усовершенствованном способе гидроочистки нафты для поддержания целевого уровня серы в продукте УГН (например, менее 0,5–1,0 ppm масс.), удаления не всей серы, максимизации срока службы адсорбента АЗСС и обеспечения плавного регулирования фракции потока, проходящего через АЗСС.

Краткое описание графических материалов

На Фиг. 1 показан один вариант осуществления процесса гидроочистки нафты по настоящему изобретению.

Подробное описание

Настоящий способ включает использование адсорбера для защиты от сернистых соединений (АЗСС) с контролируемым байпасом, позволяющим контролировать содержание серы в подаче сырья на технологическую установку по ходу движения продукта. АЗСС устанавливают на поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в блоке гидроочистки нафты. Байпас вокруг АЗСС обеспечивается регулирующим клапаном и контроллером, реализованным в распределенной системе управления (РСУ) или подключенном вспомогательном программируемом логическом контроллере или другой цифровой системе управления. Отверстие регулирующего клапана можно регулировать различными способами, как описано ниже.

Например, когда технологическая установка по ходу движения продукта представляет собой блок каталитического риформинга, данный способ позволяет остановить или ослабить закачку серы в блок каталитического риформинга, при сохранении рекомендуемого уровня серы в сырье, подаваемом в установку каталитического риформинга, и контроля риска образования КМК. Это снижает эксплуатационные затраты на установку каталитического риформинга.

Добавление контролируемого байпаса позволяет нефтеперерабатывающему предприятию максимизировать срок службы адсорбента в АЗСС путем переработки через АЗСС только такого количества потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций, которое необходимо для достижения целевого уровня серы в продукте нафты с пониженным содержанием серы.

Может быть предусмотрена рециркуляционная линия от сбросной линии АЗСС в линию к АЗСС. Это позволит поддерживать поверхностную скорость через АЗСС, когда устройство работает на 100% мощности. Поддержание требуемой поверхностной скорости необходимо для хорошего радиального распределения потока и удаления серы в АЗСС. Также может присутствовать дифференциальный регулятор давления или ограничивающая диафрагма по ходу движения продукта от АЗСС для поддержания надлежащего потока. Такая система обеспечивает лучшее управление регулирующим клапаном рециркуляции благодаря увеличенному падению давления.

Кроме того, размер адсорбера для защиты от сернистых соединений может быть уменьшен по сравнению с конфигурацией без байпаса, уменьшая капитальные затраты и затраты на загрузку адсорбента.

Когда продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы направляют в блок риформинга, механизм обхода позволяет оператору поддерживать от 0,5 до 1,0 ppm масс. серы в продукте нафты с пониженным содержанием серы, что означает, что в установку риформинга необходимо вводить меньше диметилдисульфида (ДМДС), что еще больше снижает эксплуатационные расходы.

Подходящие схемы управления включают, но не ограничиваются, поточным анализатором серы после точки смешения для потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через АЗСС и через байпасную линию, и регулятор соотношения расхода, который поддерживает соотношение нафты, протекающей через АЗСС, к общему потоку нафты в количестве, необходимом для достижения целевого содержания серы в продукте нафты с пониженным содержанием серы. В некоторых вариантах осуществления расчеты равновесного рекомбинирования с использованием условий эксплуатации реактора гидроочистки нафты используются для максимизации и оценки оставшегося срока службы адсорбента путем назначения скорости байпаса АЗСС для удовлетворения требований последующей обработки.

В некоторых вариантах осуществления АЗСС помещают непосредственно на поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций для удовлетворения потребности как в тяжелой, так и в легкой нафте. Ожидается, что тяжелая нафта будет нуждаться в снижении содержания серы в любом случае при использовании сырья с высоким содержанием серы, поскольку именно в ней кипит подавляющее большинство меркаптанов диапазона C5+. Учитывая, что точка отсечки между легкой и тяжелой нафтой может варьироваться, что эти два потока имеют значительное количество совместно кипящих компонентов, в них присутствуют меркаптаны C4 и C5, и что спецификация серы для легкой нафты составляет всего 0,1 ppm масс., АЗСС на полном потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций обеспечивает защиту обоих потоков.

Кроме того, размещение АЗСС непосредственно на горячем нижнем продукте отпарной колонны легких фракций также устраняет дополнительные нагреватели и температурные контроллеры. Минимальная температура для хорошей очистки серы составляет 121–177 °C (250–350 °F). Отгонное устройство легких фракций работает в диапазоне между 172 и 1034 кПа(г) (25 и 150 фунтов на кв. дюйм), что соответствует целевому рабочему диапазону для адсорбера для защиты от сернистых соединений непосредственно из дистилляционной колонны без дополнительного контроля нагрева. В альтернативном варианте осуществления адсорбер для защиты от сернистых соединений может быть помещен после теплообменника нижней части отпарной колонны, если требуется некоторое охлаждение ниже точки разгазирования, чтобы избежать добавления насоса отпарной колонны.

В некоторых вариантах осуществления содержание жидкой рекомбинационной серы может быть определено с помощью калькулятора равновесия и температуры на выходе из реактора гидроочистки, давления на выходе из реактора гидроочистки, скорости рециркуляционного газа, содержания H2S в рециркуляционном газе, состава рециркуляционного газа, скорости подачи сырья, содержания серы в сырье, рассчитанного состава олефинов на выходе из реактора гидроочистки и состава сырья. Учитывая целевой состав продукта, количество продукта, которое должно быть отведено по байпасу, может быть рассчитано прогностическим способом, а общее количество серы, удаленной с помощью АЗСС, можно сохранить для оценки оставшегося срока службы адсорбера. Расчеты равновесного значения олефинов могут быть выполнены специалистом в данной области с использованием симуляторов процесса, а равновесие рекомбинации может быть рассчитано аналогичным образом с использованием уравнения, как указано в Desai, P. H. et al, Fuel Reformulation, Nov/Dec 1994, 43-52.

Одним из аспектом изобретения является процесс гидроочистки нафты. В одном варианте осуществления процесс включает: обеспечение потока нафты с содержанием органической серы более 500 ppm масс.; преобразование органической серы в сероводород в реакторе гидроочистки с образованием потока гидроочистки; разделение потока гидроочищенной нафты в отгонном устройстве легких фракций на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций, причем поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит сероводород, водород, аммиак и легкие углеводороды, а поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит гидроочищенную нафту; передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в адсорбер для защиты от сернистых соединений. обеспечение байпасной линии вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений; непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию на основе требуемой фракции потока через байпасную линию для соответствия сниженному содержанию серы в нафте; и объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию для формирования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы.

В некоторых вариантах осуществления непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций включает: определение требуемой фракции потока через байпасную линию на основе целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы; и регулирование потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию до требуемой фракции потока.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: измерение содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданной величины для требуемой фракции потока через байпасную линию.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: вычисление количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций из условий работы реактора гидроочистки и управления требуемой фракцией потока через байпасную линию с использованием рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы.

В некоторых вариантах осуществления количество рекомбинационной серы рассчитывают в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру в °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода в бар.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: измерение разницы между фактическим содержанием серы в нижнем потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций и рассчитанным количеством рекомбинационной серы на основе условий работы реактора, и обеспечение автоматического предупреждения, когда разница превышает заранее определенное значение.

В некоторых вариантах осуществления обеспечение потока нафты включает: разделение сырьевого потока нафты в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны, при этом поток нафты включает нижний поток нафтаотгонной колонны.

В некоторых вариантах осуществления адсорбер для защиты от сернистых соединений расположен после охладителя на кубовом потоке легких фракций без насоса на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: насос на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций или в гидроочищенном потоке, в байпасной линии или и в том и другом.

В некоторых вариантах осуществления продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы разделяется в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает по меньшей мере одно из следующего: передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы в установку каталитического риформинга для получения продукта риформинга; или передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы на установку изомеризации легкой нафты для получения изомерата.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: теплообмен продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы с потоком гидроочистки.

Другой аспект изобретения представляет собой процесс гидроочистки нафты> В одном из вариантов осуществления процесс включает: обеспечение потока нафты с содержанием органической серы более 500 ppm масс.; преобразование органической серы в сероводород в реакторе гидроочистки; разделение потока нафты в отгонном устройстве легких фракций на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций, причем поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит сероводород, водород, аммиак и легкие углеводороды, а поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит гидроочищенную нафту; передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в адсорбер для защиты от сернистых соединений; обеспечение байпасной линии вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений; непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию путем определения требуемой фракции потока через байпасную линию на основе целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы и регулировки потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию в соответствии с требуемой фракцией потока; объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию для формирования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: измерение содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданной величины для требуемой фракции потока через байпасную линию.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: вычисление количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций из условий работы реактора и управления требуемой фракцией потока через байпасную линию с использованием рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы.

В некоторых вариантах осуществления количество рекомбинационной серы рассчитывают в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру в °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода в бар.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: измерение разницы между фактическим содержанием серы в нижнем потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций и рассчитанным количеством рекомбинационной серы на основе условий работы реактора, и обеспечение автоматического предупреждения, когда разница превышает заранее определенное значение.

В некоторых вариантах осуществления обеспечение потока нафты включает: разделение сырьевого потока нафты в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны, при этом поток нафты включает нижний поток нафтаотгонной колонны.

В некоторых вариантах осуществления процесс дополнительно включает: теплообмен продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы с потоком гидроочистки.

В некоторых вариантах осуществления продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы разделяется в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны.

На Фиг. 1 показано одно из осуществлений процесса гидроочистки нафты 100. Поток нафты 105 направляется в реактор гидроочистки 110. Поток нафты 105 содержит C₆₊ углеводороды тяжелой нафты и обычно имеет содержание органической серы более 500 ppm масс., или более 750 ppm масс., или более 1000 ppm масс. Поток нафты 105 может быть любым сырьевым потоком с высоким содержанием серы (т.е. с содержанием органической серы более 500 ppm масс.).

В одном варианте осуществления поток нафты 105 приходит из нафтаотгонной колонны 115. Сырьевой поток нафты 120 направляется в нафтаотгонную колонну 115, где он разделяется на верхний поток 125, включающий легкую нафту C₅-бензольного диапазона кипения углеводородов, и нижний поток, который представляет собой поток нафты 105 (т.е. тяжелую нафту C₆₊ углеводородов). Сырьевой поток нафты 120 может поступать из установки перегонки сырой нефти или, например, установки фракции конденсата.

Поток нафты 105 гидроочищается в реакторе для гидроочистки 110. Водородосодержащий газ контактирует с потоком нафты 105 в присутствии подходящих катализаторов для преобразования органических соединений серы в H₂С. Типовые условия реакции гидроочистки включают температуру от 290 °C (550 °F) до 455 °C (850 °F), давление от 3,4 МПа (500 фунтов на кв. дюйм изб.) до 6,2 МПа (900 фунтов на кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости от 0,5 ч^-1 до 10 ч^-1 и скорость водорода от 39 до 946 Нм³/м³ нефти (250–6000 ст. куб. фут / баррель). Типовые катализаторы гидроочистки включают по меньшей мере один металл 8 группы, предпочтительно железо, кобальт и никель, и по меньшей мере один металл 6 группы, предпочтительно молибден и вольфрам, нанесенные на подложку из материала с высокой удельной площадью поверхности, предпочтительно из оксида алюминия. Другие типовые катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы из благородных металлов, причем благородный металл выбран из палладия и платины.

Поток гидроочищенной нафты 130 направляют в отгонное устройство легких фракций 135, в котором он разделен на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций 140 и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145. Поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций 140 включает в себя сероводород, водород, аммиак и углеводороды C1-C4, и он может быть направлен в коллектор топливного газа в виде сжиженного углеводородного газа (СУГ) или более легкого материала. Поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145 содержит гидроочищенную нафту.

Поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145 разделен на две части. Первая часть направляется через линию 150 к АЗСС 155, а вторая часть направляется через байпасную линию 160.

В АЗСС серу из потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145 адсорбируют на адсорбенте. Подходящие адсорбенты включают оксиды металлов и смеси восстановленных металлов и оксидов металлов на основе глинозема или цеолитных материалов, таких как цеолит, обмененный на барий. Типичные рабочие условия для адсорбера для защиты от сернистых соединений включают в себя температуры в диапазоне от 121°C до 177°, давление в диапазоне от 1 МПа(г) до 1,3 МПа(г) (от 10 бар до 13 бар изб. давл.). Давление устанавливается таким образом, чтобы поддерживать поток в жидкой фазе при любой выбранной рабочей температуре.

Выходящий поток в линии 165 из АЗСС 155 объединяют с частью потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в байпасной линии 160, образуя продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы 170.

В некоторых вариантах осуществления часть сброса из линии 165 из АЗСС 155 рециркулируется в линию 150 через линию 175 рециркуляции. Использование рециркуляционной линии 175 позволяет поддерживать поверхностную скорость через АЗСС для поддержания постоянных профилей скорости во время неполной загрузки или периодов низкой загрузки рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций.

В некоторых вариантах осуществления АЗСС 155 расположен после охладителя (обычно теплообменника, например, 180, который использует высокотемпературный поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций для нагрева сырьевого потока отгонного устройства легких фракций) 145 без насоса на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145. В альтернативном варианте осуществления может быть насос на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций 145.

В некоторых вариантах осуществления поток 195, который представляет собой часть продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы 170, производит теплообмен с потоком гидроочищенной нафты 130 в теплообменнике 180. Поток 200, который представляет собой другую часть продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы 170, может обходить теплообменник 180, если это необходимо. Затем части 195 и 200 объединяют для образования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы 205.

Как показано на Фиг. 1, нафтаотгонная колонна 115 расположена выше по потоку реактора гидроочистки 110. В некоторых вариантах осуществления нафтаотгонная колонна 115 может быть после реактора гидроочистки 110 и АЗСС 155. В этом случае нафта с полным диапазоном кипения от 29,4 °C до 198,9 °C (от 85 °F до 390 °F, точки дистилляции 5% и 95%, соответственно) в потоке нафты 105 будет направлена в реактор гидроочистки 110. Нафтаотгонная колонна тогда будет находиться на продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы 205.

[0048] Поток через АЗСС 155 и байпасная линия 160 непрерывно контролируются на основе требуемой фракции потока через байпасную линию 160 для соответствия сниженному содержанию серы в нафте. Поток через линию 150 и байпасную линию 160 можно контролировать с помощью одного или более контроллеров потока, таких как контроллер 185 потока на байпасной линии 160, и контроллер 187 потока на линии рециркуляции 175. Также можно использовать один или более регуляторов давления 190, таких как регулятор давления 190 на сбросе в линии 165 от АЗСС 155. Кроме того, наличие регулятора давления 190 на линии 165 обеспечивает лучшее управление регулятором расхода 187 благодаря более высокой разнице давления.

Система непрерывного управления потоком может быть выполнена различными способами. Например, требуемая фракция потока через байпасную линию 160 может быть определена на основе целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы 205. Целевое значение будет основано на использовании продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы 205. Например, если тяжелая фракция нафты продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы 205 направляется для процесса риформинга, содержание серы в продукте гидроочистки нафты обычно составляет менее 0,5 ppm масс. или 1 ppm масс., в зависимости от рабочей температуры установки риформинга нафты и металлургии. Если в легкой фракции нафты содержится больше серы, чтобы соответствовать типичной спецификации легкой нафты для процесса изомеризации, то ее содержание в легкой фракции нафты обычно составляет менее 0,1 ppm масс. Затем поток через байпасную линию 160 регулируется до требуемой фракции потока контроллером 210. Непрерывный контроль представляет собой любой автоматизированный метод управления потоком путем корректировки заданного значения потока с использованием поточного анализа на серу или рассчитанного содержания рекомбинатной серы на основе рабочих условий реактора гидроочистки.

В некоторых вариантах осуществления требуемая фракция потока через байпасную линию 160 определяется путем измерения содержания серы продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданного значения для требуемой фракции.

В других вариантах осуществления требуемая фракция потока через байпасную линию 160 определяется путем вычисления количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций или потока гидроочистки из рабочих условий реактора. Рекомбинация сероводорода с олефинами является очень быстрой реакцией в присутствии катализатора гидроочистки, поэтому тиолы должны находиться в равновесии с соответствующим олефином. Требуемая фракция потока через байпасную линию может регулироваться контроллером 210 с помощью рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы. В некоторых вариантах осуществления количество рекомбинационной серы рассчитывают в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру в °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода в бар. В некоторых вариантах осуществления может иметься сигнализация процесса на основе вычисленной разницы между рассчитанным количеством рекомбинационной серы, рассчитанным на основе рабочих условий ректора и фактическим содержанием серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций или потока гидроочистки. Автоматическое оповещение может быть обеспечено, когда разница превышает заранее определенную величину, чтобы указать, что катализатор реактора деактивирован и может потребоваться повышение температуры.

Конкретные варианты осуществления

Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации и не ограничивает объем предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой процесс, включающий: обеспечение потока нафты с содержанием органической серы более 500 ppm масс.; преобразование органической серы в сероводород в реакторе гидроочистки с образованием потока гидроочистки; разделение потока гидроочищенной нафты в отгонном устройстве легких фракций на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций, причем поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит сероводород, водород, аммиак и легкие углеводороды, а поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит гидроочищенную нафту; передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в адсорбер для защиты от сернистых соединений. обеспечение байпасной линии вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений; непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию на основе требуемой фракции потока через байпасную линию для соответствия сниженному содержанию серы в нафте; объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию для формирования содержания серы продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы. Вариантом осуществления изобретения является один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления в данном параграфе вплоть до первого варианта осуществления в данном параграфе, в котором поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций включает определение требуемой фракции потока через байпасную линию на основе целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы; и регулирование потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию до требуемой фракции потока. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего измерение содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданной величины для требуемой фракции потока через байпасную линию. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего вычисление количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций из условий работы реактора гидроочистки и управления требуемой фракцией потока через байпасную линию с использованием рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном пункте, где количество рекомбинационной серы рассчитывается в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру в °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода в бар. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего измерение разницы между фактическим содержанием серы в нижнем потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций и рассчитанным количеством рекомбинационной серы, рассчитанным на основе условий работы реактора, и обеспечение автоматического предупреждения, когда разница превышает заранее определенное значение. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, в котором обеспечение потока нафты включает разделение сырьевого потока нафты в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны, при этом поток нафты включает нижний поток нафтаотгонной колонны. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, в котором адсорбер для защиты от сернистых соединений расположен после охладителя на кубовом потоке легких фракций без насоса на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, в котором дополнительно включен насос на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций или в гидроочищенном потоке, в байпасной линии или и в том и другом. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, в котором продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы разделяется в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы в установку каталитического риформинга для получения продукта риформинга; передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы на установку изомеризации легкой нафты для получения изомерата. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего теплообмен продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы с потоком гидроочистки.

Вторым вариантом осуществления изобретения является процесс, включающий; обеспечение потока нафты с содержанием органической серы более 500 ppm масс.; преобразование органической серы в сероводород в реакторе гидроочистки; разделение потока нафты в отгонном устройстве легких фракций на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций, причем поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит сероводород, водород, аммиак и легкие углеводороды, а поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций содержит гидроочищенную нафту; передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций в адсорбер для защиты от сернистых соединений. обеспечение байпасной линии вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений; непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию путем определения требуемой фракции потока через байпасную линию на основе целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы и регулировки потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию в соответствии с требуемой фракцией потока; объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию для формирования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до второго варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего измерение содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданной величины для требуемой фракции потока через байпасную линию. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа вплоть до первого варианта осуществления данного параграфа, дополнительно включающего вычисление количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций из условий работы реактора и управления требуемой фракцией потока через байпасную линию с использованием рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного параграфа, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном параграфе, где количество рекомбинационной серы рассчитывается в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру в °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода в бар. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления в данном параграфе вплоть до второго варианта осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий измерение разницы между фактическим содержанием серы в нижнем потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций и рассчитанным количеством рекомбинационной серы, рассчитанным на основе условий работы реактора, и обеспечение автоматического предупреждения, когда разница превышает заранее определенное значение. Вариантом осуществления изобретения является один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления в данном параграфе вплоть до второго варианта осуществления в данном параграфе, в котором обеспечение потока нафты включает разделение сырьевого потока нафты в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны, при этом поток нафты включает нижний поток нафтаотгонной колонны. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления в данном параграфе вплоть до второго варианта осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий теплообмен продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы с потоком гидроочистки. Вариантом осуществления изобретения является один, любые или все из предыдущих вариантов осуществления данного пункта вплоть до второго варианта осуществления данного параграфа, в котором продуктовый поток нафты с пониженным содержанием серы разделяется в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны.

Без дополнительной проработки считается, что с помощью предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко установить основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от сущности и объема изобретения вносить в него различные изменения и модификации и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.

Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.

1. Способ гидроочистки нафты, включающий:

обеспечение потока нафты (105) с содержанием органической серы более 500 ppm масс.;

преобразование органической серы в сероводород в реакторе гидроочистки (110) с образованием потока гидроочистки;

разделение потока гидроочищенной нафты (130) в отгонном устройстве легких фракций (135) на поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций (140) и поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145), причем поток верхнего продукта отпарной колонны легких фракций (140) содержит сероводород, водород, аммиак и легкие углеводороды, а поток нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) содержит гидроочищенную нафту;

передачу по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) в адсорбер для защиты от сернистых соединений (155);

обеспечение байпасной линии (160) вокруг адсорбера для защиты от сернистых соединений (155);

непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) через адсорбер для защиты от сернистых соединений (155) и потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) через байпасную линию (160) на основе требуемой фракции потока через байпасную линию (160) для соответствия сниженному содержанию серы в нафте;

объединение потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через адсорбер для защиты от сернистых соединений (155) и потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций через байпасную линию (160) для формирования продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы (170).

2. Способ по п. 1, в котором непрерывное управление потоком нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) включает:

определение требуемой фракции потока через байпасную линию (160) на основании целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы (205); и

регулирование потока нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) через байпасную линию (160) до требуемой фракции потока.

3. Способ по п. 2, дополнительно включающий:

измерение содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы (205) с использованием поточного анализатора серы для обеспечения заданной величины для требуемой фракции потока через байпасную линию (160).

4. Способ по п. 2, дополнительно включающий:

вычисление количества рекомбинационной серы в потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) из условий работы реактора гидроочистки и управления требуемой фракцией потока через байпасную линию (160) с использованием рассчитанного количества рекомбинационной серы и целевого содержания серы в продуктовом потоке нафты с пониженным содержанием серы (205).

5. Способ по п. 4, в котором количество рекомбинационной серы рассчитывается в соответствии с уравнением:

рекомбинационная сера (ppm) = w_{олефины} e^(7170/T-3.5) p_H2S,

где w_{олефины} представляет собой весовую долю олефинов, T представляет собой температуру, °C, p_H2S представляет собой парциальное давление сероводорода, бар.

6. Способ по п. 5, дополнительно включающий:

измерение разницы между фактическим содержанием серы в нижнем потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145) и рассчитанным количеством рекомбинационной серы на основе условий работы реактора, и обеспечение автоматического предупреждения, когда разница превышает заранее определенное значение.

7. Способ по любому из пп. 1, 2, в котором обеспечение потока нафты включает:

разделение сырьевого потока нафты (120) в нафтаотгонной колонне (115) на верхний (125) и нижний (105) потоки нафтаотгонной колонны, при этом поток нафты (105) включает нижний поток нафтаотгонной колонны (105).

8. Способ по любому из пп. 1, 2, в котором адсорбер для защиты от сернистых соединений (155) расположен после охладителя на кубовом потоке легких фракций (145) без насоса на потоке нижнего продукта отпарной колонны легких фракций (145).

9. Способ по любому из пп. 1, 2, в котором продуктовый поток нафты (205) с пониженным содержанием серы разделяется в нафтаотгонной колонне на верхний и нижний потоки нафтаотгонной колонны.

10. Способ по любому из пп. 1, 2, дополнительно включающий по меньшей мере одно из следующего:

передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы (205) в установку каталитического риформинга для получения продукта риформинга;

передачу по меньшей мере части продуктового потока нафты с пониженным содержанием серы (205) на установку изомеризации легкой нафты для получения изомерата.