Интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа

Изобретение относится к интегрированному процессу для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающему: а) подачу углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, и потока водорода в зону риформинга; b) риформинг углеводородсодержащего сырья в зоне риформинга в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга; и c) отделение потока продукта риформинга в сепараторе для создания потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга; d) поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды, в компрессор из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования для создания потока жидкости под давлением; e) поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции. Изобретение также касается варианта интегрированного процесса для максимального извлечения СНГ. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат, максимальное извлечение ценных более легких углеводородов, таких как СНГ. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область изобретения

Область настоящего изобретения относится к интегрированным процессам и устройствам для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ). В частности, область техники относится к интеграции различных процессов максимального извлечения СНГ.

Предпосылки создания изобретения

Известны различные каталитические процессы конверсии менее ценных углеводородов в высококачественные нефтяные продукты. Одним из широко используемых процессов является каталитический риформинг для формирования высококачественных нефтяных продуктов в диапазоне кипения бензина. Как правило, при каталитическом риформинге углеводороды в диапазоне кипения лигроина поступают в зону риформинга, в которой они контактируют с катализатором риформинга в присутствии водорода, для создания продукта реактора риформинга. Каталитический риформинг углеводородов в диапазоне кипения лигроина приводит к образованию продукта риформинга, в состав которого входят ароматические углеводороды, а также приводит к образованию значительных количества ценных более легких углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (СНГ), содержащий преимущественно углеводороды C3 и C4. Нефтеперерабатывающие предприятия стремятся добиться максимального извлечения ценных более легких углеводородов, таких как СНГ.

Кроме того, существуют разные другие процессы получения углеводородов диапазона кипения СНГ вместе с первичным продуктом, например процесс гидрокрекинга. Отходящий газ стриппера, полученный после традиционного процесса гидрокрекинга, содержит значительное количество углеводородов диапазона кипения СНГ. Вместе с тем углеводороды диапазона кипения СНГ не удается эффективно извлечь из отходящего газа стриппера, и они удаляются вместе с потоком топливного газа. Соответственно, значительная часть углеводородов диапазона кипения СНГ теряется в отходящем газе стриппера. Отходящий газ стриппера также пропускают через губчатый абсорбер нефти и разные варианты колонны фракционирования к низшим углеводородам и к углеводородам диапазона кипения СНГ.

Таким образом, известные процессы извлечения углеводородов диапазона СНГ из потоков газа нефтеперерабатывающего предприятия требуют сложного оборудования для разделения углеводородов диапазона СНГ и для очистки углеводородов диапазона СНГ, выделенных из потоков газа нефтеперерабатывающего предприятия. Кроме того, для некоторых из потоков требуется несколько стадий разделения/очистки для извлечения углеводородов диапазона СНГ. Однако такие потоки не проходят последовательные или эффективные стадии разделения для извлечения присутствующих в них углеводородов диапазона СНГ. Такие потоки удаляют из процессов в форме топочных газов, и поэтому присутствующие в них углеводороды диапазона СНГ утрачиваются в системе топочного газа. Кроме того, в процессах, в которых используют стадии извлечения или разделения углеводородов диапазона СНГ, устанавливают разные дополнительные колонны и/или компрессоры. Введение таких установок разделения для извлечения углеводородов диапазона СНГ для отдельных процессов увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты установок.

Соответственно, было бы желательно обеспечить новые устройства и процессы для получения экономических выгод с точки зрения снижения капитальных и эксплуатационных затрат. Кроме того, существует потребность в альтернативном подходе, чтобы усовершенствовать процесс максимального извлечения ценных более легких углеводородов, таких как СНГ, для удовлетворения глобально растущего спроса. Более того, другие желательные признаки и характеристики настоящего объекта изобретения станут понятными из приведенного ниже подробного описания объекта изобретения и прилагаемой формулы изобретения, рассматриваемых совместно с сопровождающими графическими материалами и настоящим описанием предпосылок создания объекта изобретения.

Краткое изложение сущности изобретения

Различные варианты осуществления, рассмотренные в настоящем документе, относятся к процессам и устройствам для максимального извлечения СНГ. В примерах осуществления, описанных в настоящем документе, предложен интегрированный процесс для максимального извлечения СНГ за счет интеграции различных процессов.

В соответствии с примером осуществления предложен процесс максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ). Процесс включает в себя подачу в зону риформинга углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, и потока водорода. В зоне риформинга углеводородсодержащее сырье, содержащее лигроин, проходит риформинг в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга. По меньшей мере часть потока продукта риформинга и по меньшей мере один поток, содержащий C_6-углеводороды, из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования направляется в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания фракции, содержащей сжиженный нефтяной газ (СНГ) и поток нижнего продукта колонны дебутанизации.

В настоящем интегрированном процессе потоки различных процессов поступают в зону риформинга для максимального извлечения СНГ. Настоящий процесс предполагает, что потоки верхнего продукта отпарной колонны после гидрокрекинга, изомеризации и процессов трансалкилирования, которые обычно разделяют и подают в расположенную ниже по потоку систему извлечения соответствующих процессов, могут поступать в колонну дебутанизации зоны риформинга для максимального извлечения СНГ. Настоящий интегрированный процесс исключает применение отдельной колонны дебутанизации в зоне гидрокрекинга и в зоне изомеризации за счет интеграции этих зон посредством колонны дебутанизации зоны риформинга. Кроме того, в настоящем процессе компрессор зоны риформинга интегрируется с зоной гидрокрекинга, зоной изомеризации и зоной трансалкилирования. Соответственно, настоящий процесс обеспечивает комплексную интеграцию зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования с зоной риформинга с меньшими капитальными затратами и/или эксплуатационными расходами всего процесса для максимального извлечения СНГ.

Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными после изучения представленного ниже подробного описания, чертежей и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание графических материалов

Далее различные варианты осуществления будут описаны в сочетании со следующими фигурами, на которых аналогичные цифровые обозначения обозначают аналогичные элементы.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема процесса и устройства для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) в соответствии с примером осуществления.

На фиг. 2 представлена принципиальная схема компрессора, как показано на фиг. 1, в соответствии с примером осуществления.

На фиг. 3 представлена принципиальная схема процесса и устройства для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) в соответствии с другим примером осуществления.

На фиг. 4 представлена принципиальная схема процесса и устройства для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) в соответствии с еще одним примером осуществления.

На фиг. 5 представлена принципиальная схема процесса и устройства для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) в соответствии с еще одним примером осуществления.

Определения

При использовании в настоящем документе термин «поток» может включать в себя различные углеводородные молекулы и другие вещества.

Термин «колонна» при использовании в настоящем документе означает ректификационную колонну или колонны для разделения одного или более компонентов разной летучести. Если не указано иное, каждая колонна включает в себя конденсатор, расположенный в верхней части колонны, для конденсации пара верхнего продукта, и орошения части потока верхнего продукта и возврата назад в верхнюю часть колонны. Она также включает в себя нагреватель, расположенный в нижней части колонны, для испарения и возврата части потока нижнего продукта назад в нижнюю часть колонны для подачи энергии фракционирования. Сырье, подаваемое в колонны, можно предварительно нагревать. Верхнее давление представляет собой давление пара верхнего продукта на выпускном отверстии колонны. Температура внизу колонны представляет собой температуру жидкости, отводимой с низа колонны. Ссылка на трубопроводы верхнего продукта и трубопроводы нижнего продукта относится к отводным трубопроводам колонны ниже по потоку для возврата в колонну в виде орошения или нагревания. В альтернативном варианте осуществления для подачи тепла в нижнюю часть колонны можно использовать поток отпарной колонны.

При использовании в настоящем документе термин «поток верхнего продукта» может означать поток, отводимый по трубопроводу, проходящему от верхней части или вблизи верхней части аппарата, такого как колонна.

При использовании в настоящем документе термин «поток нижнего продукта» может означать поток, отводимый по трубопроводу, проходящему от нижней части или вблизи нижней части аппарата, такого как колонна.

Термин «C_x-», где «x» представляет собой целое число, означает поток углеводородов, содержащий углеводороды с x и/или менее атомов углерода, и предпочтительно x и менее атомов углерода.

Термин «C_x+», где «x» представляет собой целое число, означает поток углеводородов, содержащий углеводороды с x и/или более атомов углерода, и предпочтительно x и более атомов углерода.

При использовании в настоящем документе термин «сообщение» означает, что между перечисленными компонентами функционально допустим поток материала.

При использовании в настоящем документе термин «сообщение вниз по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, протекающего в объект, который находится в сообщении ниже по потоку, может функционально протекать от объекта, с которым он сообщается.

При использовании в настоящем документе термин «сообщение выше по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, протекающего из объекта, который находится в сообщении вверх по потоку, может функционально протекать к объекту, с которым он сообщается.

При использовании в настоящем документе термин «непосредственное сообщение» или «непосредственно» означает, что поток из расположенного выше по потоку компонента поступает в расположенный ниже по потоку компонент, и при этом его состав не меняется из-за физического фракционирования или химической конверсии.

При использовании в настоящем документе термин «прохождение» включает в себя «подачу» и «загрузку» и означает, что материал переходит из трубопровода или колонны в объект.

В настоящем документе термин «сепаратор» означает колонну, которая имеет входной патрубок, и по меньшей мере выпускной патрубок для пара верхнего продукта, и выпускной патрубок для кубовой жидкости, и которая может также иметь выпускной патрубок для отведения водного потока из отстойника. Испарительный барабан представляет собой тип сепаратора, который может находиться в сообщении ниже по потоку с сепаратором. Сепаратор может работать при более высоком давлении, чем испарительный барабан.

Используемый в настоящем документе термин «порция» означает то или иное количество или часть, взятую или отделенную от основного потока без каких-либо изменений в композиции по сравнению с основным потоком. Кроме того, он также включает в себя разделение взятой или отделенной части на множество частей, причем в каждой части сохраняется та же композиция, что и в основном потоке.

При использовании в настоящем документе термин «зона» может относиться к объекту, включающему в себя одну или более единиц оборудования и/или одну или более подзон. Единицы оборудования могут включать в себя один или более реакторов или реакторных колонн, нагревателей, сепараторов, барабанов, обменников, труб, насосов, компрессоров и контроллеров. Кроме того, единица оборудования, такая как реактор, осушитель или сосуд, может дополнительно включать в себя одну или более зон или подзон.

Подробное описание

Представленное ниже подробное описание носит лишь иллюстративный характер и не предназначено для ограничения различных вариантов осуществления или их применения и использования. Более того, авторы не намерены ограничиваться какой-либо теорией, представленной выше в разделе о предпосылках создания изобретения или ниже в подробном описании изобретения. Фигуры были упрощены путем удаления большого числа устройств, обычно применяемых в процессе такого типа, таких как внутренние элементы колонн, системы контроля температуры и давления, клапаны управления потоком, насосы рециркуляции и т.д., которые конкретно не требуются для иллюстрации рабочих характеристик изобретения. Более того, иллюстрация процесса настоящего изобретения в варианте осуществления конкретного чертежа не призвана ограничивать изобретение конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем документе.

Как показано, линии технологического процесса на фигурах могут упоминаться взаимозаменяемо, как, например, трубопроводы, трубы, ветви, распределительные устройства, потоки, стоки, продукты подачи, продукты, части, катализаторы, отборы, рециклы, отсосы, сливы и каустики.

Вариант осуществления интегрированного процесса максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) рассматривается со ссылкой на интегрированный процесс и устройство в соответствии с вариантом осуществления, как показано на фиг. 1. Как показано на фиг. 1, процесс и устройство включают в себя зону 100 риформинга, которая включает в себя реактор 130 риформинга, промежуточный нагреватель 120, теплообменник 110 объединенного сырья, сепаратор 160, колонну 170 дебутанизации и компрессор 180. Как показано на фиг. 1, углеводородсодержащее сырье, содержащее лигроин, в трубопроводе 102 подается в зону 100 риформинга. В зону 100 риформинга также подается поток водорода. Как подробно описано ниже в настоящем документе, по меньшей мере один поток, содержащий поток углеводородов C_6-, может также поступать в колонну 170 дебутанизации зоны 100 риформинга посредством компрессора 180.

Как показано, углеводородсодержащее сырье в трубопроводе 102, содержащее лигроин, можно смешивать с потоком водорода в трубопроводе 104 и рециркуляционным потоком газа в трубопроводе 192 для создания объединенного потока сырья в трубопроводе 108. Объединенный поток сырья в трубопроводе 108 можно использовать для теплообмена с потоком продукта риформинга в трубопроводе 132 в теплообменнике 110 объединенного сырья для предварительного нагрева объединенного потока сырья в трубопроводе 108. Предварительно нагретый поток сырья в трубопроводе 112 могут поступать в реактор 130 риформинга зоны 100 риформинга. Как показано, реактор 130 риформинга может содержать множество реакционных зон 130a, 130b, 130c и 130d. Реакционные зоны могут накладываться ярусами друг на друга с образованием конфигурации многоярусного реактора, чтобы получить компактный блок, который сводит к минимуму требования к площади установки. Каждая из множества реакционных зон может быть выполнена с возможностью адаптации так, чтобы содержать один или более слоев катализатора риформинга. Каждая из множества реакционных зон сообщается по текучей среде с промежуточным нагревателем 120 для нагрева потока сырья во множестве реакционных зон до предварительно заданной температуры. Несмотря на то что это не показано на фиг. 1, реактор 130 может содержать одну реакционную зону с конфигурацией неподвижного слоя для катализатора риформинга. В другом аспекте зона 100 риформинга содержит регенератор 140 для непрерывной регенерации отработанного катализатора. Регенератор 140, сообщающийся по текучей среде с реактором 130 риформинга, можно использовать для непрерывной регенерации отработанного катализатора, который после регенерации направляют обратно в реакционные зоны.

Углеводородсодержащее сырье может проходить риформинг в реакторе 130 риформинга зоны 100 риформинга в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга. Реакционные зоны реактора 130 риформинга можно эксплуатировать при температуре на входе сырья от 450°C до 540°C. В реакционных зонах протекают реакции риформинга. В ходе реакции первичного риформинга парафины и нафтены углеводородсодержащего сырья превращаются в ароматические углеводороды посредством дегидрогенизации и циклизации. Дегидрогенизацией парафинов можно получать олефины, а дегидроциклизацией парафинов и олефинов можно получать ароматические соединения. Процесс риформинга представляет собой эндотермический процесс, и для поддержания реакции реактор 130 риформинга может представлять собой каталитический реактор, который может содержать множество реакционных зон с промежуточным нагревателем.

Как показано, предварительно нагретый поток сырья в трубопроводе 112 может поступать в промежуточный нагреватель 120 для формирования первого нагретого потока сырья в трубопроводе 122, который может поступать в первую реакционную зону 130a. Продукт первой реакционной зоны в трубопроводе 122’ может поступать в промежуточный нагреватель 120 с формированием второго нагретого потока сырья в трубопроводе 124. Второй нагретый поток сырья в трубопроводе 124 поступает во вторую реакционную зону 130b. Продукт второй реакционной зоны в трубопроводе 124’ поступает в промежуточный нагреватель 120 с формированием третьего нагретого потока сырья в трубопроводе 126. Третий нагретый поток сырья в трубопроводе 126 поступает в третью реакционную зону 130c. Продукт третьей реакционной зоны в трубопроводе 126’ поступает в промежуточный нагреватель 120 с формированием четвертого нагретого потока сырья в трубопроводе 128. Четвертый нагретый поток сырья в трубопроводе 128 поступает в четвертую реакционную зону 130d. После этого поток продукта риформинга в трубопроводе 132 из четвертой реакционной зоны можно отвести и направить в теплообменник 110 объединенного сырья для предварительного нагрева объединенного потока сырья. Несмотря на то что зона 100 риформинга содержит четыре реакционные зоны, как показано на фиг. 1, зона 100 риформинга может содержать больше или меньше реакционных зон в зависимости от углеводородсодержащего сырья для получения потока продукта риформинга. В альтернативной схеме реактор 130 риформинга может содержать конфигурацию с разделением слоев реакционных зон для формирования потока продукта риформинга в трубопроводе 132.

Катализаторы риформинга обычно содержат металл на подложке. Подложка может включать в себя пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярное сито, и связующее вещество. К неорганическим оксидам, используемым для подложки, относятся, без ограничений, оксид алюминия, оксид магния, оксид титана, оксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, оксид тория, оксид бария, керамика, фарфор, боксит, кремнезем, алюмосиликат, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси. Катализаторы риформинга могут содержать один или более благородных металлов VIII группы. В одном примере осуществления катализатор риформинга может содержать один или более благородных металлов, выбранных из платины, палладия, родия, рутения, осмия и иридия. Катализатор может также включать в себя элемент-промотор из IIIA группы или IVA группы. К таким металлам относятся галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.

По меньшей мере часть потока продукта риформинга может поступать в колонну 170 дебутанизации зоны 100 риформинга для создания фракции, содержащей сжиженный нефтяной газ (СНГ) в трубопроводе 206 и поток нижнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 176. Кроме того, поток C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, поток изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или поток трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 может также поступать в колонну 170 дебутанизации зоны 100 риформинга с помощью компрессора 180 с формированием фракции, содержащей сжиженный нефтяной газ (СНГ) в трубопроводе 206 и поток нижнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 176. Как показано, поток продукта риформинга в трубопроводе 132 может поступать в теплообменник 110 объединенного сырья с формированием потока продукта риформинга после теплообмена в трубопроводе 134. Поток продукта риформинга в трубопроводе 134 можно дополнительно охлаждать в охладителе 150 и направлять в сепаратор 160 в трубопроводе 152. Необязательно используют охладитель 150. Соответственно, поток продукта риформинга в трубопроводе 134 может поступать в сепаратор 160 без дополнительного охлаждения в охладителе 150. В сепараторе 160 поток продукта риформинга в трубопроводе 134 можно разделять, возможно, после охлаждения, для создания потока пара продукта риформинга в трубопроводе 162 и потока жидкости продукта риформинга в трубопроводе 168. По меньшей мере часть потока пара продукта риформинга в трубопроводе 164 и потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 может поступать в компрессор 180 для создания потока жидкости под давлением в трубопроводе 244. В альтернативной схеме по меньшей мере часть потока пара продукта риформинга в трубопроводе 162 и потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 может объединяться и поступать в компрессор 180 для создания потока жидкости под давлением в трубопроводе 244. Как показано на фиг. 1, компрессор 180 сообщается по текучей среде ниже по потоку с потоком C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, потоком изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или потоком трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558. Поток жидкости под давлением в трубопроводе 244 и поток жидкости продукта риформинга в трубопроводе 168 может поступать в колонну 170 дебутанизации зоны 100 риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 и содержащей СНГ фракции в трубопроводе 206. В колонне 170 дебутанизации поток жидкости под давлением в трубопроводе 244 и поток жидкости продукта риформинга в трубопроводе 168 фракционируют для создания потока пара верхнего продукта в трубопроводе 172. Поток пара верхнего продукта в трубопроводе 172 может поступать в приемник 200 колонны дебутанизации 170. В приемнике 200 поток пара верхнего продукта в трубопроводе 172 может разделяться на поток верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 и поток жидкости приемника в трубопроводе 204. Поток верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 представляет собой поток сухого пара из приемника 200. Из потока жидкости приемника содержащую СНГ фракцию можно выделять в виде чистого верхнего продукта в трубопроводе 206. Часть потока жидкости приемника в трубопроводе 208 может быть возвращена в колонну 170 дебутанизации в виде потока флегмы в трубопроводе 208. Поток верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 может поступать в компрессор 180. В колонне 170 дебутанизации может дополнительно формироваться поток нижнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 176.

Вариант осуществления компрессора 180 зоны 100 риформинга рассматривается со ссылкой на вариант осуществления, показанный на фиг. 2. В аспекте компрессор 180 может включать в себя сепаратор, который сообщается по текучей среде с компрессором 180, для отделения любой присутствующей жидкости и подачи пара или газообразной части потока на следующую стадию процесса. Кроме того, для охлаждения потоков под давлением для конденсации и удаления потоков жидкости можно также использовать охладители. В примере осуществления, как показано на фиг. 2, компрессор 180 представляет собой многоступенчатую компрессорную линию, и поток верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 и по меньшей мере часть потока пара продукта риформинга в трубопроводе 164 и потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, поток изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или поток трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 могут поступать в компрессор 220 первой ступени многоступенчатой компрессорной линии 180 для формирования потока жидкости под давлением в трубопроводе 244. Как показано, по меньшей мере часть потока пара продукта риформинга в трубопроводе 164 и потока верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 и потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 может поступать в уравнительную емкость 210. В альтернативном варианте осуществления такие потоки могут быть объединены, и объединенный поток в трубопроводе 201 может поступать в уравнительную емкость 210. Поток верхнего продукта в трубопроводе 212 из уравнительной емкости 210 может быть отведен и направлен в компрессор 220 первой ступени для формирования первого потока под давлением в трубопроводе 222. Первый поток под давлением в трубопроводе 222 после охлаждения в охладителе 230 может поступать в первый сепаратор 240 в трубопроводе 232. Как показано, поток жидкости в трубопроводе 274 может также объединяться с потоком в трубопроводе 232 и поступать в первый сепаратор 240 в виде объединенного потока в трубопроводе 234. В первом сепараторе 240 поток под давлением может разделяться на поток пара верхнего продукта в трубопроводе 242 и поток жидкости под давлением в трубопроводе 244. Поток пара верхнего продукта в трубопроводе 242 может поступать на компрессор 250 второй ступени для дополнительного сжатия потока пара верхнего продукта в трубопроводе 242. Второй поток под давлением в трубопроводе 252 отводится из компрессора 250 второй ступени. После этого второй поток под давлением в трубопроводе 252 может охлаждаться в охладителе 260, а охлажденный поток под давлением в трубопроводе 262 может поступать во второй сепаратор 270. Во втором сепараторе 270 охлажденный поток под давлением в трубопроводе 262 может разделяться с формированием потока верхнего продукта в трубопроводе 272 и потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 274. Часть потока верхнего продукта в трубопроводе 272 может быть возвращена в зону 100 риформинга в виде потока водорода в трубопроводе 104. Поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 274 может возвращаться в первый сепаратор 240, как описано выше в настоящем документе. Поток жидкости под давлением в трубопроводе 244 из первого сепаратора 240 может дополнительно поступать в колонну 170 дебутанизации. В колонне 170 дебутанизации поток жидкости под давлением в трубопроводе 244 и поток жидкости продукта риформинга в трубопроводе 168 можно фракционировать для создания содержащей СНГ фракции в трубопроводе 206, потока верхнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 202 и потока нижнего продукта колонны дебутанизации в трубопроводе 176.

Согласно фиг. 1 оставшаяся часть потока пара продукта риформинга в трубопроводе 166 может поступать в рециркуляционный компрессор 190, как показано на фиг. 1. В рециркуляционном компрессоре 190 может повышаться давление потока пара продукта риформинга в трубопроводе 166 для подачи рециркуляционного потока газа в трубопроводе 192. Рециркуляционный поток газа в трубопроводе 192 может поступать в теплообменник 110 объединенного сырья вместе с углеводородсодержащим сырьем, содержащим лигроин, в трубопроводе 102 и потоком водорода в трубопроводе 104, как описано выше в настоящем документе. Несмотря на то что это не показано на фиг. 1, рециркуляционный компрессор 190 можно эксплуатировать в конфигурации компрессора общего рециркуляционного газа. В таком альтернативном варианте осуществления весь поток пара продукта риформинга в трубопроводе 162 может поступать в рециркуляционный компрессор 190 с получением общего потока продукта риформинга под давлением. Часть общего потока продукта риформинга под давлением может поступать в компрессор 180 в виде потока пара продукта риформинга. Оставшаяся часть общего потока продукта риформинга под давлением может поступать в качестве рециркуляционного газа в теплообменник 110 объединенного сырья.

Настоящий процесс обеспечивает более высокое извлечение СНГ из потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558, который обычно теряется вместе с топочными газами. Затем, в результате подачи этих потоков в компрессор 180 зоны 100 риформинга, как показано на фиг. 2, и отделения жидкости от потоков под давлением обеспечивается эффективное извлечение СНГ из этих потоков, содержащих C_6- углеводороды. Таким образом, посредством настоящего процесса максимально извлекают СНГ по всему комплексу за счет объединения потоков, содержащих C_6- углеводороды, как показано на фиг. 1.

В одном примере осуществления поток C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, поток изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 и/или поток трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 могут быть получены из потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 388 процесса гидрокрекинга, потока верхнего продукта стриппера в трубопроводе 478 процесса изомеризации и/или потока верхнего продукта стриппера в трубопроводе 558 процесса трансалкилирования соответственно.

В другом примере осуществления по меньшей мере один поток, содержащий C_6- углеводороды, получают посредством интегрированного процесса и устройства, как показано на фиг. 3. Как показано на фиг. 3, процесс и устройство содержат зону 300 гидрокрекинга с уравнительной емкостью 310, предварительным нагревателем 320, реактором 330 гидрокрекинга, холодным сепаратором 340, холодным испарительным барабаном 350, отпарной колонной 360 и колонной 380a скруббера. Как показано, первое углеводородсодержащее сырье в трубопроводе 302 может поступать в уравнительную емкость 310. Поток нижнего продукта в трубопроводе 312 из уравнительной емкости 310 может поступать в предварительный нагреватель 320 для нагрева первого углеводородсодержащего сырья до предварительно заданной температуры. Использование уравнительной емкости 310 необязательно, и первое углеводородсодержащее сырье в трубопроводе 302 может поступать в предварительный нагреватель 320 без прохождения через уравнительную емкость 310. Водородсодержащий поток в трубопроводе 396 также можно объединять с первым углеводородсодержащим сырьем и направлять в предварительный нагреватель 320 в трубопроводе 314. Нагретое первое углеводородсодержащее сырье в трубопроводе 322 может поступать в зону 300 гидрокрекинга. Несмотря на то что это не показано на фиг. 3, поток нижнего продукта в трубопроводе 312 можно предварительно нагревать посредством теплообмена с потоком продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 в теплообменнике. Соответственно, предварительно нагретый поток может поступать в нагреватель 310 сырья для дополнительного нагрева и поступать в реактор 330 гидрокрекинга по трубопроводу 322. Первое углеводородсодержащее сырье проходит гидрокрекинг в зоне 300 гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332. В одном примере осуществления зона 300 гидрокрекинга содержит двухступенчатый реактор 330 гидрокрекинга. Первое углеводородсодержащее сырье проходит гидрокрекинг в двухступенчатом реакторе 330 гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332. Как показано, нагретое первое углеводородсодержащее сырье в трубопроводе 322 может поступать в реактор 330a гидрокрекинга первой ступени, в котором нагретое первое углеводородсодержащее сырье проходит гидрокрекинг в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продуктов гидрокрекинга первой ступени в трубопроводе 324. Реактор 330a гидрокрекинга первой ступени может включать в себя один или более слоев катализатора гидрокрекинга для гидрокрекинга нагретого первого углеводородсодержащего сырья.

Между слоями катализатора реактора 330a гидрокрекинга может также быть обеспечен водородсодержащий поток в трубопроводе 392a, чтобы поддерживать достаточную подачу водорода в реактор 330a гидрокрекинга первой ступени для проведения реакций гидрокрекинга. Первый поток продукта гидрокрекинга в трубопроводе 324 из реактора 330a гидрокрекинга первой ступени может поступать в реактор 330b гидрокрекинга второй ступени для дополнительного гидрокрекинга первого потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 324 для создания второго потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332. Первый поток продукта гидрокрекинга в трубопроводе 324 можно объединять с водородсодержащим потоком в трубопроводе 392a, как показано на фиг. 3, и он может поступать в реактор 330b гидрокрекинга второй ступени в трубопроводе 326. Реактор 330b гидрокрекинга второй ступени может также включать в себя один или более слоев катализатора гидрокрекинга для гидрокрекинга первого потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 324. Более того, между слоями катализатора реактора 330b гидрокрекинга второй ступени может также проходить водородсодержащий поток в трубопроводе 392a, как показано на фиг. 3, чтобы поддерживать достаточную подачу водорода в реактор 330b гидрокрекинга второй ступени для проведения реакций гидрокрекинга. Несмотря на то что зона 300 гидрокрекинга содержит двухступенчатый реактор 330 гидрокрекинга, как показано на фиг. 3, зона 300 гидрокрекинга может содержать большее или меньшее количество ступеней гидрокрекинга первого углеводородсодержащего сырья в зависимости от вида сырья и уровня сложности реакций гидрокрекинга. Рабочие условия реактора 330 гидрокрекинга зависят главным образом от вида сырья. В одном примере осуществления первое углеводородсодержащее сырье содержит один или более из вакуумного газойля (ВГО), дизельного топлива, легкого рециклового газойля (ЛРГ), тяжелого газойля термического крекинга, керосина, вакуумного остатка и деасфальтированного нефтепродукта (ДАН). В другом аспекте зона 300 гидрокрекинга может представлять собой зону гидрокрекинга во взвешенном слое для гидрокрекинга первого углеводородсодержащего сырья для создания потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332. В еще одном аспекте реактор 330 гидрокрекинга может представлять собой реактор гидрокрекинга в кипящем слое.

К подходящим катализаторам гидрокрекинга могут относиться катализаторы, основой которых являются аморфные алюмосиликаты или низкоуровневый цеолит в комбинации с одним или более гидрогенизирующими компонентами из металлов VIII группы или VIB группы. Цеолитные основы для крекинга иногда называют в данной области молекулярными ситами, и они обычно состоят из диоксида кремния, оксида алюминия и одного или более участвующих в обмене катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.д. Активными металлами, используемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга в качестве гидрогенизированных компонентов, являются металлы VIII группы, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к этим металлам совместно с ними можно применять и другие промоторы, включая металлы VIB группы, например молибден и вольфрам.

По меньшей мере часть потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 можно отделять в сепараторе гидрокрекинга для создания потока газа в трубопроводе 352 и потока жидкости в трубопроводе 354. В одном примере осуществления сепаратор гидрокрекинга содержит холодный сепаратор 340 и холодный испарительный барабан 350. Как показано, поток продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 можно охлаждать в охладителе для создания сравнительно более холодного потока продукта гидрокрекинга в трубопроводе 336. Поток охлажденного верхнего продукта гидрокрекинга в трубопроводе 336 может поступать в холодный сепаратор 340. Использование охладителя необязательно, и поток продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 может поступать в холодный сепаратор 340 без дополнительного охлаждения. В холодном сепараторе 340 поток продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 можно разделять на поток пара в трубопроводе 342 и поток жидкости в трубопроводе 344. Поток промывочной воды в трубопроводе 334 можно также смешивать с потоком продукта гидрокрекинга в трубопроводе 332 для абсорбции любых присутствующих в нем вызывающих коррозию соединений или солей, которые могут вызывать закупоривание. И смешанный поток может поступать в холодный сепаратор 340 для формирования потока пара в трубопроводе 342 и потока жидкости в трубопроводе 344. Поток пара в трубопроводе 342 может возвращаться в реактор 330 гидрокрекинга, как показано на фиг. 3. Как показано, поток жидкости в трубопроводе 344 может поступать в холодный испарительный барабан 350. В холодном испарительном барабане 350 поток жидкости в трубопроводе 344 можно разделять на поток газа в трубопроводе 352 и поток испаренной жидкости в трубопроводе 354. Поток газа в трубопроводе 352 содержит сжиженный нефтяной газ и растворенный водород. В одном примере осуществления поток газа в трубопроводе 352 содержит C_6- углеводороды в количестве от 10 масс.% до 50 масс.%. По меньшей мере часть потока жидкости в трубопроводе 354 можно отгонять в отпарной колонне 360 для создания отогнанного потока жидкости в трубопроводе 366 и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C_6- углеводороды в трубопроводе 372. Поток жидкости в трубопроводе 354 может поступать в колонну 360 стриппинга. В колонне 360 стриппинга поток жидкости в трубопроводе 354 можно отгонять подходящей отгоночной средой для создания отогнанного потока жидкости в трубопроводе 366 и потока верхнего продукта в трубопроводе 362. В отпарной колонне 360 можно использовать любую подходящую отгоночную среду. В одном примере осуществления в качестве отгоночной среды можно использовать пар в трубопроводе 356. Пар может поступать по трубопроводу 356 в отпарную колонну 360, как показано на фиг. 3. Поток верхнего продукта в трубопроводе 362 может охлаждаться в охладителе для создания сравнительно более холодного потока в трубопроводе 364. Охлажденный поток в трубопроводе 364 может поступать в приемник 370 верхнего продукта для создания потока жидкости верхнего продукта и потока отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372, содержащего C_6- углеводороды. Использование охладителя необязательно, и поток верхнего продукта в трубопроводе 362 может поступать в приемник 370 верхнего продукта без охлаждения. По меньшей мере часть потока жидкости верхнего продукта может дополнительно поступать в отпарную колонну 360 в виде потока флегмы в трубопроводе 374. Оставшуюся часть потока жидкости верхнего продукта отводят по трубопроводу 376 для дальнейшего разделения. Поток отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372 может поступать в колонну 380a скруббера для удаления содержащегося в нем H₂S.

В процессе гидрокрекинга отходящий газ отпарной колонны, содержащий СНГ, после скруббера обычно может проходить через губчатый абсорбер нефти для извлечения углеводородов диапазона СНГ, а затем направляться в систему топочного газа. Извлеченные углеводороды диапазона СНГ направляют в колонну дебутанизации зоны гидрокрекинга после стабилизации в колонне деэтанизации. В настоящем процессе вместо пропускания потока отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372 через губчатый абсорбер нефти, и колонны деэтанизации и дебутанизации зоны 300 гидрокрекинга поток отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372 и поток газа в трубопроводе 352, в обоих случаях содержащие углеводороды диапазона СНГ, направляют в компрессор 180 зоны 100 риформинга для извлечения СНГ, содержащегося в этих потоках. Соответственно, в настоящем процессе отпадает потребность в губчатом абсорбере нефти, колонне деэтанизации и колонне дебутанизации зоны 300 гидрокрекинга и при этом удается максимально извлечь СНГ. Таким образом, настоящий процесс снижает капитальные затраты и/или эксплуатационные расходы процесса за счет объединения колонны 170 дебутанизации зоны 100 риформинга с зоной 300 гидрокрекинга посредством использования потока верхнего продукта отпарной колонны в зоне гидрокрекинга в трубопроводе 362, одновременно исключая губчатый абсорбер нефти, колонну дебутанизации и колонну деэтанизации зоны 300 гидрокрекинга для максимального извлечения СНГ. Кроме того, представленная технологическая схема обеспечивает комплексную интеграцию зоны 100 риформинга и зоны 300 гидрокрекинга за счет использования потока верхнего продукта отпарной колонны в зоне гидрокрекинга в трубопроводе 362 для максимального извлечения СНГ. В настоящей схеме используют один компрессор или компрессорную линию 180 зоны 100 риформинга для объединения зоны 300 гидрокрекинга с зоной 100 риформинга для максимального извлечения СНГ.

В одном примере осуществления поток отходящего газа отпарной колонны содержит C_6- углеводороды в количестве от 10 масс.% до 50 масс.%. Поток отходящего газа отпарной колонны, содержащий C_6- углеводороды, в трубопроводе 372 может поступать в колонну 380a скруббера. В колонне 380a скруббера поток отходящего газа отпарной колонны может быть промыт раствором амина, который вводят в колонну скруббера по трубопроводу 384. H₂S, содержащийся в потоке отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372, можно удалять и отводить из колонны 380a скруббера с потоком в трубопроводе 386. Аналогичным образом, для потока газа в трубопроводе 352 можно также использовать подходящий способ удаления любых присутствующих в нем загрязняющих веществ, а затем он может поступать в компрессор 180 зоны 100 риформинга. В одном примере осуществления поток газа в трубопроводе 352 может поступать в колонну 380b скруббера для удаления содержащихся в ней загрязняющих веществ. Поток газа в трубопроводе 352 можно промывать раствором амина, который вводят в колонну скруббера в трубопроводе 306. Загрязняющие вещества, содержащиеся в потоке газа в трубопроводе 352, можно удалять и отводить из колонны 380b скруббера вместе с потоком в трубопроводе 308. Обработанный поток отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 382 и обработанный поток газа в трубопроводе 352’, в обоих случаях содержащие C_6- углеводороды, можно объединять и подавать в компрессор 180 зоны 100 риформинга в форме потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388, как показано на фиг. 1. Потребность в стадии скруббера зависит от количества серы, содержащейся в потоке отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 372. Обработанный поток отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 382 и обработанный поток газа в трубопроводе 352’ могут поступать в компрессор 180 раздельно. В альтернативной схеме по меньшей мере часть потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388 может поступать непосредственно в компрессор 180 зоны 100 риформинга. Компрессор 180 зоны 100 риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной 300 гидрокрекинга за счет потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388. В одном примере осуществления компрессор 180 зоны риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной гидрокрекинга за счет обработанного потока отходящего газа отпарной колонны в трубопроводе 382 и обработанного потока газа в трубопроводе 352’. В компрессоре 180 поток отходящего газа отпарной колонны, содержащий C_6- углеводороды, в трубопроводе 372 и обработанного потока газа в трубопроводе 352 сжимаются, как описано выше в настоящем документе. Потребность в стадии скруббера зависит от количества загрязняющих веществ, содержащихся в потоке газа в трубопроводе 352. Соответственно, поток газа в трубопроводе 352 может поступать в компрессор 180 зоны 100 риформинга без отмывки в колонне 380b скруббера.

Поток пара в трубопроводе 342 из холодного сепаратора 340 может содержать водород вместе с другими углеводородами, которые могут рециркулировать для гидрокрекинга. Как показано на фиг. 3, поток пара в трубопроводе 342 может поступать в компрессор 390 рециркуляционного газа. Поток газа под давлением в трубопроводе 392 можно отводить из компрессора 390 рециркуляционного газа. Часть потока газа под давлением в трубопроводе 392a может поступать в зону 300 гидрокрекинга, как описано выше в настоящем документе. Кроме того, остальную часть потока газа под давлением в трубопроводе 392b можно объединять с подпиточным потоком водорода в трубопроводе 394 для создания водородсодержащего потока в трубопроводе 396 и его поступления в зону 300 гидрокрекинга, как описано выше в настоящем документе.

В другом примере осуществления по меньшей мере один поток, содержащий C_6- углеводороды, получают посредством интегрированного процесса и устройства, как показано на фиг. 4. Как показано на фиг. 4, процесс и устройство включают в себя зону 400 изомеризации с нагревателем 410 сырья, реактором 420 изомеризации, горячим сепаратором 430, холодным сепаратором 440 и отпарной колонной 460. Как показано на фиг. 4, обедненный п-ксилолом поток в трубопроводе 402 может поступать в зону 400 изомеризации. Обедненный п-ксилолом поток проходит изомеризацию в зоне 400 гидрокрекинга в присутствии катализатора изомеризации и водорода для создания потока изомеризованного продукта в трубопроводе 422. В соответствии с примером осуществления обедненный п-ксилолом поток может быть получен из потока углеводородсодержащего сырья, содержащего C₈₊ углеводороды. Поток углеводородсодержащего сырья, содержащий C₈₊ углеводороды, может поступать в колонну ксилола. В колонне ксилола поток углеводородсодержащего сырья можно разделять для создания потока верхнего продукта, содержащего смесь ксилолов, и потока нижнего продукта, содержащего C₉₊ углеводороды. Из смеси ксилолов можно выделять п-ксилол посредством адсорбции или любым эффективным способом для создания обедненного п-ксилолом потока. В одном аспекте обедненный п-ксилолом поток содержит менее 1 масс.% п-ксилола. Как показано на фиг. 4, обедненный п-ксилолом поток в трубопроводе 402 можно объединять с водородсодержащим потоком в трубопроводе 492, а объединенный поток в трубопроводе 404 может поступать в нагреватель 410 сырья для нагрева обедненного п-ксилолом потока и водородсодержащего потока до предварительно заданной температуры. Кроме того, объединенный поток в трубопроводе 404 можно предварительно нагревать посредством теплообмена с потоком изомеризованного продукта в трубопроводе 422 в теплообменнике. Предварительно нагретый поток в трубопроводе 406 может поступать в нагреватель 410 сырья для дополнительного нагрева и поступать в реактор 420 изомеризации по трубопроводу 412. В реакторе 420 изомеризации обедненный п-ксилолом поток проходит изомеризацию в присутствии катализатора изомеризации и водорода для создания потока изомеризованного продукта в трубопроводе 422. Реактор 420 изомеризации может включать в себя один или более слоев катализатора изомеризации для проведения изомеризации в обедненном п-ксилолом потоке. Для изомеризации в обедненном п-ксилолом потоке в реакторе 420 изомеризации можно использовать любой подходящий катализатор изомеризации.

Наиболее распространенные катализаторы изомеризации содержат каталитически эффективное количество молекулярного сита и каталитически эффективное количество одного или более гидрогенизирующих компонентов из металлов. Примеры молекулярных сит включают в себя типы цеолитов MFI, MEL, EUO, FER, MFS, MTT, MTW, TON, MOR, UZM-8 и FAU. Предпочтительными являются цеолиты пентасила, такие как MFI, MEL, MTW и TON, а особенно предпочтительными являются цеолиты типа MFI, такие как ZSM-5, силикалит, Borolite C, TS-1, TSZ, ZSM-12, SSZ-25, PSH-3 и ITQ-1. Катализаторы могут содержать гидрогенизирующие компоненты из металлов и могут содержать подходящее связующее вещество или материал матрицы, такой как неорганические оксиды и другие подходящие материалы. Огнеупорное связующее вещество или матрицу, как правило, используют, чтобы упростить изготовление катализатора изомеризации, обеспечить прочность и снизить стоимость изготовления. Связующее вещество должно быть однородным по составу и относительно огнеупорным в условиях данного процесса. К подходящим связующим веществам относятся неорганические оксиды, такие как один или более из оксида алюминия, фосфата алюминия, оксида магния, оксида циркония, оксида хрома, диоксида титана, оксида бора и диоксида кремния.

Поток изомеризованного продукта в трубопроводе 422 может поступать в отпарную колонну 460 для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды, в трубопроводе 468. Поток изомеризованного продукта в трубопроводе 422 может охлаждаться в теплообменнике за счет обедненного п-ксилолом потока в трубопроводе 404. Поток изомеризованного продукта после теплообменника в трубопроводе 424 может дополнительно охлаждаться в охладителе и поступать в горячий сепаратор 430 в трубопроводе 426 для разделения. Подходящие рабочие условия горячего сепаратора 430 включают в себя, например, температуру от 260°C до 320°C. Горячий сепаратор 430 может работать при несколько меньшем давлении по сравнению с реактором 420 изомеризации из-за падения давления на промежуточном оборудовании между ними. В горячем сепараторе 430 поток изомеризованного продукта в трубопроводе 422 может разделяться с формированием потока пара верхнего продукта в трубопроводе 432 и потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 438. Несмотря на то что это не показано на фиг. 4, горячий сепаратор 430 может включать в себя соответствующий испарительный барабан, и можно сбрасывать давление потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 438 и испарять его в горячем испарительном барабане. Часть потока пара верхнего продукта в трубопроводе 436 можно рециркулировать в реактор 420 изомеризации. Согласно фигурам подпиточный поток водорода в трубопроводе 486 можно также объединять с потоком пара рециркуляционного верхнего продукта в трубопроводе 436 и направлять в компрессор 440 рециркуляционного газа для создания водородсодержащего потока в трубопроводе 492. Водородсодержащий поток в трубопроводе 492 может поступать в реактор 420 изомеризации. Оставшаяся часть потока пара верхнего продукта в трубопроводе 434 может охлаждаться в теплообменнике и поступать в холодный сепаратор 440. В альтернативном варианте осуществления поток пара верхнего продукта в трубопроводе 434 может поступать в холодный сепаратор 440 без дополнительного охлаждения в теплообменнике. В холодном сепараторе 440 поток пара в трубопроводе 434 может быть разделен на поток пара верхнего продукта в трубопроводе 442 и поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 446. Подходящие рабочие условия холодного сепаратора 440 включают в себя, например, температуру от 20°C до 60°C и давление ниже давления в реакторе 420 изомеризации и горячем сепараторе 430 в зависимости от падения давления промежуточного оборудования. Несмотря на то что это не показано на фиг. 4, холодный сепаратор 440 может иметь соответствующий испарительный барабан, и можно сбрасывать давление потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 446 и испарять его в холодном испарительном барабане. Поток пара верхнего продукта в трубопроводе 442 после прохождения через теплообменник можно отводить в качестве продувочного газа в трубопроводе 444.

Можно объединять поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 446 из холодного сепаратора 450 и поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 438 из горячего сепаратора 430. Объединенный поток в трубопроводе 448 может поступать в отпарную колонну 460 для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды, в трубопроводе 468. Как показано, объединенный поток в трубопроводе 448 может проходить теплообмен в теплообменнике и поступать в отпарную колонну 460 в трубопроводе 454. В отпарной колонне 460 можно использовать любую подходящую отгоночную среду. В одном примере осуществления в качестве отгоночной среды вместо ребойлера 480 можно использовать пар. В отпарной колонне 460 объединенный поток в трубопроводе 448 можно отделять от тяжелых углеводородов с использованием отгоночной среды для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды, в трубопроводе 468. В аспекте отпарная колонна 460 представляет собой колонну дегептанизации. Соответственно, поток изомеризованного продукта может поступать в колонну 460 дегептанизации для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды, в трубопроводе 468. В аспекте поток верхнего продукта, содержащий C_7- углеводороды, содержит C_6- углеводороды в количестве от 90 масс.% до 98 масс.%. По меньшей мере часть потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 можно сжимать с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды. Как показано, поток верхнего продукта, содержащий C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 может проходить теплообмен в теплообменнике с объединенным потоком в трубопроводе 448 для создания потока верхнего продукта после теплообменника в трубопроводе 464. Поток верхнего продукта после теплообменника в трубопроводе 464. Поток верхнего продукта после теплообменника в трубопроводе 464 может дополнительно охлаждаться в охладителе и поступать в приемник 470 в отпарной колонне 460 в трубопроводе 466. Использование охладителя необязательно, и поток верхнего продукта в трубопроводе 464 может поступать в приемник 470 без дополнительного охлаждения в охладителе.

В приемнике 470 поток верхнего продукта, содержащий C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 может разделяться на жидкость и пар. Часть жидкости может поступать в отпарную колонну 460 в виде потока флегмы в трубопроводе 476. Другая часть жидкости в трубопроводе 474 и поток пара в трубопроводе 472 могут поступать в зону 100 риформинга для извлечения СНГ. В одном примере осуществления поток жидкости в трубопроводе 474 и поток пара в трубопроводе 472 могут объединяться и в виде потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 поступать в компрессор 180 зоны риформинга. В альтернативной схеме по меньшей мере часть потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, в трубопроводе 462 может поступать непосредственно в компрессор 180 зоны риформинга. Поток изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478 сжимают в компрессоре 180, как описано выше в настоящем документе. В альтернативной схеме поток жидкости в трубопроводе 474 и поток пара в трубопроводе 472 могут поступать в компрессор 180 по отдельности. Компрессор 180 зоны 100 риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной 400 изомеризации за счет потока изомеризованных C_6- углеводородов в трубопроводе 478. В одном примере осуществления компрессор 180 зоны 100 риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной 400 изомеризации за счет потока жидкости в трубопроводе 474 и потока пара в трубопроводе 472.

Зона 400 изомеризации обычно включает в себя стабилизатор или колонну дебутанизации ниже по потоку от отпарной колонны 460 для извлечения более низких углеводородов. В такой колонне дебутанизации иногда предусматривают конденсатор выпара или охладитель для извлечения углеводородов диапазона СНГ. Заявители обнаружили, что вместо установки отдельной колонны дебутанизации для процесса изомеризации поток верхнего продукта из отпарной колонны 460 может поступать в зону 100 риформинга для максимального извлечения СНГ в колонне 170 дебутанизации зоны 100 риформинга. В частности, поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 462 из зоны 400 изомеризации поступает в колонну 170 дебутанизации зоны 100 риформинга с помощью компрессора 180 зоны 100 риформинга для максимального извлечения СНГ. Таким образом, настоящий процесс исключает применение дополнительной колонны дебутанизации в зоне 400 изомеризации, при этом максимально извлекают СНГ, как показано на фиг. 1. Поэтому с помощью настоящего процесса снижают капитальные затраты и/или эксплуатационные расходы процесса в целом за счет объединения зоны 400 изомеризации посредством отпарной колонны 460 с зоной 100 риформинга посредством колонны 170 дебутанизации зоны 100 риформинга и одновременно устраняют потребность в выделенной колонне дебутанизации зоны 400 изомеризации для максимального извлечения СНГ.

В еще одном примере осуществления по меньшей мере один поток, содержащий С_6- углеводороды, получают посредством интегрированного процесса и аппарата, как показано на фиг. 5. Как показано на фиг. 5, процесс и аппарат включают в себя зону 500 трансалкилирования с нагревателем 510 сырья, реактором 520, сепаратором 530 и отпарной колонной 540. Как показано, углеводородсодержащее сырье, содержащее углеводороды C₇₊, в трубопроводе 502 может поступать в зону 500 трансалкилирования, содержащую катализатор трансалкилирования, для формирования потока продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522. Как показано, углеводородсодержащее сырье, содержащее углеводороды C₇₊, в трубопроводе 502 можно объединять с водородсодержащим потоком в трубопроводе 572. Объединенный поток в трубопроводе 504 может поступать в реактор 520. Объединенный поток в трубопроводе 504 может проходить теплообмен в теплообменнике с потоком продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 для предварительного нагрева объединенного потока в трубопроводе 504. В альтернативной схеме зона 500 трансалкилирования может также содержать уравнительную емкость сырья. Соответственно, углеводородсодержащее сырье, содержащее углеводороды C₇₊, в трубопроводе 502 может поступать в уравнительную емкость сырья, а затем поступать в реактор 520. Предварительно нагретый объединенный поток в трубопроводе 506 может поступать в нагреватель 510 сырья для повышения температуры объединенного потока в трубопроводе 506 до предварительно заданной температуры и поступать в реактор 520 в трубопроводе 512. В реакторе 520 углеводородсодержащее сырье, содержащее углеводороды C₇₊, проходит реакции трансалкилирования в присутствии катализатора трансалкилирования для формирования потока продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522. В заданных условиях реакции в реакторе 520 могут реагировать толуол и тяжелые ароматические соединения углеводородсодержащего сырья с образованием смеси ксилолов и этилбензола. Реактор 520 может включать в себя один или более слоев катализатора трансалкилирования для формирования потока продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522. Для формирования потока продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 в реакторе 520 можно использовать любой подходящий катализатор трансалкилирования.

Пригодные для использования катализаторы трансалкилирования готовят на основе твердых кислот в комбинации с металлическим компонентом. Подходящие материалы на основе твердых кислот включают в себя все формы и типы морденита, маццита (омега-цеолит), бета-цеолита, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-22, ZSM-23, цеолита типа MFI, цеолита типа NES, EU-1, MAPO-36, MAPSO-31, SAPO-5, SAPO-11, SAPO-41, их алюмосиликатные смеси или ионообменные варианты таких твердых кислот. В процессе трансалкилирования обычно используют огнеупорные неорганические оксиды в комбинации с вышеупомянутыми катализаторами. Огнеупорное связующее вещество или матрицу необязательно используют для приготовления катализатора, чтобы обеспечить прочность и снизить стоимости приготовления. Связующее вещество должно быть однородным по составу и относительно огнеупорным в условиях данного процесса. К подходящим связующим веществам относятся неорганические оксиды, такие как один или более из оксида алюминия, оксида магния, оксида циркония, оксида хрома, оксида титана, оксида бора, оксида тория, фосфата, оксида цинка и диоксида кремния. Предпочтительным связующим веществом является оксид алюминия. Катализатор может необязательно содержать дополнительные модифицирующие металлические компоненты. К предпочтительным модифицирующим металлическим компонентам катализатора относятся, например, олово, германий, свинец, индий, платина, палладий и их смеси.

Поток продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 можно отводить и охлаждать посредством теплообмена в теплообменнике с объединенным потоком в трубопроводе 504. По меньшей мере часть потока продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 можно отгонять в отпарной колонне 540 для создания потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 и потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 546. Как показано, поток продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 может дополнительно охлаждаться в охладителе и поступать в сепаратор 530 в трубопроводе 526. Сепаратор 530 может работать при меньшем давлении по сравнению с реактором 520 из-за падения давления на промежуточном оборудовании между ними. В сепараторе 530 поток продукта зоны трансалкилирования в трубопроводе 522 может разделяться с формированием потока пара в трубопроводе 532 и потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534. Часть потока пара в трубопроводе 532b может отводиться в форме продувочного потока. Оставшаяся часть потока пара в трубопроводе 532a может возвращаться в реактор 520. Несмотря на то что это не показано на фиг. 5, сепаратор 530 может включать в себя соответствующий испарительный барабан, и можно сбрасывать давление потока жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534 и испарять его в холодном испарительном барабане. Поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534 может поступать в отпарную колонну 540 для формирования потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 и потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 546. Как показано, поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534 может проходить теплообмен с потоком нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 546а и поступать в отпарную колонну 540 в трубопроводе 536. Однако поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534 может поступать в отпарную колонну 540 без дополнительного теплообмена в теплообменнике. В отпарной колонне 540 поток жидкости нижнего продукта в трубопроводе 534 вместо использования ребойлера 560 можно отгонять в отгоночной среде для создания потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 и потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 546. В отпарной колонне 540 можно использовать любую подходящую отгоночную среду. Поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 может охлаждаться в охладителе и поступать в приемник 550 в трубопроводе 544. В аспекте поток верхнего продукта отпарной колонны содержит C_6- углеводороды в количестве от 90 масс.% до 98 масс.%. По меньшей мере часть потока верхнего продукта отпарной колонны можно сжимать с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды. В приемнике 550 поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 может разделяться на жидкость и пар. Поток жидкости в трубопроводе 556 может поступать в отпарную колонну 540 в виде потока флегмы. Другой поток жидкости в трубопроводе 554 и поток пара в трубопроводе 552 могут поступать в зону 100 риформинга для извлечения СНГ. Поток жидкости в трубопроводе 554 и поток пара в трубопроводе 552 могут объединяться и в виде потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 поступать в компрессор 180 зоны риформинга. В альтернативной схеме по меньшей мере часть потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 может поступать непосредственно в компрессор 180 зоны 100 риформинга. Поток трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 сжимают в компрессоре 180, как описано выше в настоящем документе. В другой схеме поток жидкости в трубопроводе 554 и поток пара в трубопроводе 552 могут поступать в компрессор 180 по отдельности. Компрессор 180 зоны 100 риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной 500 трансалкилирования посредством потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558. В одном примере осуществления компрессор 180 зоны 100 риформинга сообщается по текучей среде ниже по потоку с зоной 500 трансалкилирования посредством потока жидкости в трубопроводе 554 и потока пара в трубопроводе 552.

В стандартном процессе трансалкилирования поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 поступает в отдельную систему извлечения для извлечения C_5- углеводородов из потока верхнего продукта отпарной колонны, причем поток верхнего продукта отпарной колонны дополнительно сжимают, охлаждают и подают в различные колонны для разделения. Однако заявители обнаружили, что вместо поступления потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 в отдельную систему извлечения зоны 500 трансалкилирования поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 из зоны 500 трансалкилирования может поступать в зону 100 риформинга для максимального извлечения СНГ. Соответственно, поток верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 из зоны 500 трансалкилирования поступает в компрессор 180 зоны 100 риформинга для сжатия потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 вместе с другими технологическими потоками для максимального извлечения СНГ. Таким образом, настоящий процесс обеспечивает комплексную интеграцию зоны 500 трансалкилирования с зоной 100 риформинга посредством потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 542 для максимального извлечения СНГ. Кроме того, исключают использование отдельной системы извлечения зоны 500 трансалкилирования, которую традиционно используют для извлечения углеводородов C_5- в зоне 500 трансалкилирования.

Как правило, топочный газ, полученный в результате процесса гидрокрекинга, процесса изомеризации и процесса трансалкилирования, удаляют и подают в их соответствующую систему топочного газа без дальнейшего извлечения присутствующих в нем компонентов. Заявители обнаружили, что эти потоки могут содержать значительное количество углеводородов диапазона СНГ, и поэтому их можно использовать для извлечения. Соответственно, в настоящем процессе предусмотрена интеграция зоны 300 гидрокрекинга, зоны 400 изомеризации и зоны 500 трансалкилирования посредством по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды, с зоной 100 риформинга для максимального извлечения СНГ. Кроме того, в настоящем процессе исключается использование промежуточного оборудования, такого как колонна дебутанизации и рециркуляционный компрессор, которые применяют в традиционных процессах гидрокрекинга, изомеризации и трансалкилирования, за счет интеграции перечисленных процессов посредством потока C_6- углеводородов с компрессором 180 зоны 100 риформинга для максимального извлечения СНГ.

Кроме того, за счет интеграции зоны 100 гидрокрекинга, зоны 400 изомеризации, зоны 500 трансалкилирования с зоной 100 риформинга посредством компрессора 180 настоящий процесс исключает потребность в отдельных компрессорах, установленных в вышеупомянутых зонах, и одновременно максимально извлекают СНГ, как описано выше в настоящем документе. В настоящем процессе также исключается применение отдельной установки извлечения, содержащей различные компрессоры и сепараторы, для каждой из зоны 100 риформинга, зоны 400 изомеризации и зоны 500 трансалкилирования, и перечисленные зоны объединяют за счет общего компрессора 180 или систем в компрессорной линии 180 зоны 100 риформинга посредством потока C_6- углеводородов гидрокрекинга в трубопроводе 388 из зоны 100 гидрокрекинга, потока изомеризованных C_6-углеводородов в трубопроводе 478 из зоны 400 изомеризации и потока трансалкилированных C_6- углеводородов в трубопроводе 558 из зоны 500 трансалкилирования для максимального извлечения СНГ, как показано на фиг. 1, фиг. 2, фиг. 3, фиг. 4 и фиг. 5.

Любые из упомянутых выше трубопроводов, каналов, блоков, отдельных устройств, сосудов, окружающего пространства, зон и т.п. могут быть оборудованы одним или более компонентами мониторинга, включая датчики, измерительные устройства, устройства считывания данных или устройства передачи данных. Результаты измерения сигналов, процесса или состояния, а также данные от компонентов мониторинга можно использовать для контроля условий внутри технологического оборудования, а также вокруг него и на его поверхности. Сигналы, результаты измерений и/или данные, сгенерированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть собраны, обработаны и/или переданы через одну или более сетей или соединений, которые могут быть защищенными или открытыми, общими или выделенными, прямыми или непрямыми, проводными или беспроводными, шифрованными или без шифрования и/или могут представлять собой их комбинацию (-и); описание не устанавливает никаких ограничений в этом отношении. Кроме того, на фигуре показаны один или более примеров датчиков, таких как 11, 12, 13, 14, 31 32, 33, 41, 42, 51 и 52, расположенных на одном или более трубопроводах. Тем не менее датчики можно устанавливать в каждом потоке, чтобы соответствующим образом контролировать соответствующий (-ие) параметр (-ы).

Сигналы, измерения и/или данные, сгенерированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть переданы на одно или более вычислительных устройств или систем. Вычислительные устройства или системы могут включать в себя по меньшей мере один процессор и память, хранящую машиночитаемые инструкции, которые при исполнении по меньшей мере одним процессором приводят к выполнению одним или более вычислительными устройствами процесса, который может включать в себя одну или более стадий. Например, одно или более вычислительных устройств могут быть выполнены с возможностью приема от одного или более компонентов мониторинга данных, относящихся к по меньшей мере одному компоненту оборудования, связанного со процессом. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью анализа данных. На основании анализа данных одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью определения одной или более рекомендованных корректировок для одного или более параметров одного или более процессов, описанных в настоящем документе. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью передачи зашифрованных или незашифрованных данных, которые включают в себя одну или более рекомендуемых корректировок для одного или более параметров одного или более процессов, описанных в настоящем документе.

Конкретные варианты осуществления

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

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающий в себя подачу углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, и потока водорода в зону риформинга; риформинг углеводородсодержащего сырья в зоне риформинга в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга; и поступление по меньшей мере части потока продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды, из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания фракции, содержащей сжиженный нефтяной газ (СНГ) и поток нижнего продукта колонны дебутанизации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих в себя отделение потока продукта риформинга в сепараторе для формирования потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга; поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды, в компрессор из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования для создания потока жидкости под давлением; поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции; и поступление потока верхнего продукта колонны дебутанизации в компрессор. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один поток, содержащий C6- углеводороды, получают из зоны гидрокрекинга, причем процесс дополнительно включает в себя гидрокрекинг первого углеводородсодержащего сырья в зоне гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга; отделение по меньшей мере части потока продукта гидрокрекинга в сепараторе гидрокрекинга для создания потока газа и потока жидкости; отгонку по меньшей мере части потока жидкости в отпарной колонне для создания отогнанного потока жидкости и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C6- углеводороды; и сжатие потока газа и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C6- углеводороды, с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один поток, содержащий C6- углеводороды, получают из зоны изомеризации, причем процесс дополнительно включает в себя изомеризацию обедненного п-ксилолом потока в зоне изомеризации в присутствии водорода для создания потока изомеризованного продукта; поступление потока изомеризованного продукта в отпарную колонну для создания потока верхнего продукта, содержащего C7- углеводороды, и потока нижнего продукта, содержащего C8+ углеводороды; и сжатие по меньшей мере части потока верхнего продукта, содержащего С7- углеводороды, с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых отпарная колонна представляет собой колонну дегептанизации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один поток, содержащий C6- углеводороды, получают из зоны трансалкилирования, причем процесс дополнительно включает в себя поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего С7+ углеводороды, в зону трансалкилирования, содержащую катализатор трансалкилирования, для формирования потока продукта зоны трансалкилирования; отгонку по меньшей мере части потока продукта зоны трансалкилирования в отпарной колонне для создания потока верхнего продукта отпарной колонны и потока нижнего продукта отпарной колонны; и сжатие по меньшей мере части потока верхнего продукта отпарной колонны с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона гидрокрекинга представляет собой зону гидрокрекинга во взвешенном слое. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых катализатор риформинга содержит один или более благородных металлов, выбранных из платины, палладия, родия, рутения, осмия и иридия. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один поток, содержащий C6-углеводороды, из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования поступает в компрессор первой ступени многоступенчатой компрессорной линии. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых первое углеводородсодержащее сырье содержит одно или более из вакуумного газойля (ВГО), дизельного топлива, легкого рециклового газойля (ЛРГ), тяжелого газойля термического крекинга, керосина, вакуумного остатка и деасфальтированного нефтепродукта (ДАН). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых сепаратор представляет собой холодный испарительный барабан. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых поток газа содержит СНГ и растворенный водород. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих в себя по меньшей мере одно из определения значения по меньшей мере одного параметра интегрированного процесса для максимального извлечения СНГ и генерирования сигнала или данных по результатам определения; генерирования и передачи сигнала; или генерирования и передачи данных.

Второй вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный процесс максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающий в себя подачу углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, и потока водорода в зону риформинга; риформинг углеводородсодержащего сырья в зоне риформинга в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга; и поступление по меньшей мере части потока продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды, из одного или более верхних продуктов отпарной колонны в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания фракции, содержащей сжиженный нефтяной газ (СНГ). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один поток, содержащий C6-углеводороды, получают из одного или более верхних продуктов отпарной колонны зоны гидрокрекинга, верхних продуктов отпарной колонны зоны изомеризации и верхних продуктов отпарной колонны зоны трансалкилирования. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих в себя отделение потока продукта риформинга в сепараторе для формирования потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга; поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C6- углеводороды, из верхнего продукта отпарной колонны зоны гидрокрекинга, верхнего продукта отпарной колонны зоны трансалкилирования и верхнего продукта отпарной колонны зоны изомеризации в многоступенчатую компрессорную линию для создания потока жидкости под давлением; поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции; и поступление потока верхнего продукта колонны дебутанизации в многоступенчатую компрессорную линию.

Третий вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающий в себя проведение риформинга углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, в зону риформинга в присутствии катализатора риформинга и водорода для создания потока продукта риформинга; и поступление по меньшей мере части потока продукта риформинга и потока, содержащего C6- углеводороды, в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания фракции, содержащей СНГ, причем поток, содержащий C6- углеводороды, получают из одного или более из следующих процессов: процесса гидрокрекинга, процесса изомеризации и процесса трансалкилирования; причем процесс гидрокрекинга включает в себя гидрокрекинг первого углеводородсодержащего сырья в зоне гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга; отделение по меньшей мере части потока продукта гидрокрекинга в сепараторе гидрокрекинга для создания потока газа и потока жидкости; отгонку по меньшей мере части потока жидкости в отпарной колонне для создания отогнанного потока жидкости и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C6- углеводороды; и поступление потока газа и потока отходящего газа отпарной колонны в компрессор для создания потока, содержащего C6- углеводороды; причем процесс изомеризации предусматривает поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего C8+ углеводороды, в колонну ксилола для создания потока верхнего продукта, содержащего смесь ксилолов, и потока нижнего продукта, содержащего C9+ углеводороды; отделение п-ксилола от потока верхнего продукта, содержащего смесь ксилолов, для создания обедненного п-ксилолом потока; изомеризацию обедненного п-ксилолом потока в зоне изомеризации в присутствии катализатора изомеризации и водорода для создания потока изомеризованного продукта; поступление потока изомеризованного продукта в отпарную колонну для создания потока верхнего продукта, содержащего C7- углеводороды, и потока нижнего продукта, содержащего C8+ углеводороды; и поступление потока верхнего продукта в компрессор для создания потока, содержащего C6- углеводороды; или процесс трансалкилирования включает в себя поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего C7+ углеводороды, в зону трансалкилирования, содержащую катализатор трансалкилирования, для формирования потока продукта зоны трансалкилирования; отгонку по меньшей мере части потока продукта зоны трансалкилирования в отпарной колонне для создания потока верхнего продукта отпарной колонны и потока нижнего продукта отпарной колонны; и поступление потока верхнего продукта отпарной колонны в компрессор для создания потока, содержащего C6- углеводороды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих в себя поступление потока изомеризованного продукта в колонну дегептанизации для создания потока продукта верхнего продукта, содержащего C7- углеводороды, и потока нижнего продукта, содержащего С8+ углеводороды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих в себя отделение потока продукта риформинга в сепараторе для создания потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга; сжатие по меньшей мере части потока пара продукта риформинга для создания потока жидкости под давлением; поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции; и поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга, потока верхнего продукта колонны дебутанизации и по меньшей мере одного из потока газа, потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего углеводороды C6-, потока верхнего продукта, содержащего углеводороды C7-, и по меньшей мере части потока верхнего продукта отпарной колонны в многоступенчатую компрессорную линию для создания потока жидкости под давлением. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один из потока газа, потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C6-углеводороды, потока верхнего продукта, содержащего С7- углеводороды, и по меньшей мере часть потока верхнего продукта отпарной колонны поступает на компрессор первой ступени многоступенчатой компрессорной линии.

Без дополнительной проработки считается, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко устанавливать основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от его сущности и объема вносить в изобретение различные изменения и модификации изобретения 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. Интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающий:

а) подачу углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, и потока водорода в зону риформинга;

b) риформинг углеводородсодержащего сырья в зоне риформинга в присутствии потока водорода и катализатора риформинга для создания потока продукта риформинга; и

c) отделение потока продукта риформинга в сепараторе для создания потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга;

d) поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга и по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды, в компрессор из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования для создания потока жидкости под давлением;

e) поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции.

2. Процесс по п. 1, дополнительно включающий поступление по меньшей мере части потока верхнего продукта колонны дебутанизации в компрессор.

3. Процесс по п. 1, в котором по меньшей мере один поток, содержащий С_6- углеводороды, получают из зоны гидрокрекинга, причем процесс дополнительно включает:

гидрокрекинг первого углеводородсодержащего сырья в зоне гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга;

отделение по меньшей мере части потока продукта гидрокрекинга в сепараторе гидрокрекинга для создания потока газа и потока жидкости;

отгонку по меньшей мере части потока жидкости в отпарной колонне для создания отогнанного потока жидкости и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C_6- углеводороды; и

сжатие потока газа и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C_6- углеводороды, с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды.

4. Процесс по п. 1, в котором по меньшей мере один поток, содержащий С_6- углеводороды, получают из зоны изомеризации, причем процесс дополнительно включает:

изомеризацию обедненного п-ксилолом потока в зоне изомеризации в присутствии водорода для создания потока изомеризованного продукта;

поступление потока изомеризованного продукта в отпарную колонну для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды; и

сжатие по меньшей мере части потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды.

5. Процесс по п. 1, в котором по меньшей мере один поток, содержащий С_6- углеводороды, получают из зоны трансалкилирования, причем процесс дополнительно включает:

поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего C₇₊ углеводороды, в зону трансалкилирования, содержащую катализатор трансалкилирования, для формирования потока продукта зоны трансалкилирования;

отгонку по меньшей мере части потока продукта зоны трансалкилирования в отпарной колонне для создания потока верхнего продукта отпарной колонны и потока нижнего продукта отпарной колонны; и

сжатие по меньшей мере части потока верхнего продукта отпарной колонны с получением по меньшей мере одного потока, содержащего C_6- углеводороды.

6. Процесс по п. 1, в котором катализатор риформинга содержит один или более благородных металлов, выбранных из платины, палладия, родия, рутения, осмия и иридия.

7. Процесс по п. 2, в котором по меньшей мере один поток, содержащий C_6- углеводороды, из одной или более из зоны гидрокрекинга, зоны изомеризации и зоны трансалкилирования поступает в компрессор первой ступени многоступенчатой компрессорной линии.

8. Процесс по п. 3, в котором первое углеводородсодержащее сырье содержит одно или более из вакуумного газойля (ВГО), дизельного топлива, легкого рециклового газойля (ЛРГ), тяжелого газойля термического крекинга, керосина, вакуумного остатка и деасфальтированного нефтепродукта (ДАН).

9. Интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ), включающий:

а) риформинг углеводородсодержащего сырья, содержащего лигроин, в зоне риформинга в присутствии катализатора риформинга и водорода для создания потока продукта риформинга; и

b) поступление по меньшей мере части потока продукта риформинга и потока, содержащего C_6- углеводороды, в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания фракции, содержащей СНГ, причем поток, содержащий C_6- углеводороды, получают из одного или более из следующих процессов: процесса гидрокрекинга, процесса изомеризации и процесса трансалкилирования;

причем процесс гидрокрекинга включает:

гидрокрекинг первого углеводородсодержащего сырья в зоне гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода для создания потока продукта гидрокрекинга;

отделение по меньшей мере части потока продукта гидрокрекинга в сепараторе гидрокрекинга для создания потока газа и потока жидкости;

отгонку по меньшей мере части потока жидкости в отпарной колонне для создания отогнанного потока жидкости и потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего C_6- углеводороды; и

поступление потока газа и потока отходящего газа отпарной колонны в компрессор для создания потока, содержащего C_6- углеводороды;

причем процесс изомеризации включает:

поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего C₈₊ углеводороды, в колонну ксилола для создания потока верхнего продукта, содержащего смесь ксилолов, и потока нижнего продукта, содержащего C₉₊ углеводороды;

отделение п-ксилола от потока верхнего продукта, содержащего смесь ксилолов, для создания обедненного п-ксилолом потока;

изомеризацию обедненного п-ксилолом потока в зоне изомеризации в присутствии катализатора изомеризации и водорода для создания потока изомеризованного продукта;

поступление потока изомеризованного продукта в отпарную колонну для создания потока верхнего продукта, содержащего C_7- углеводороды, и потока нижнего продукта, содержащего C₈₊ углеводороды; и

поступление потока верхнего продукта в компрессор для создания потока, содержащего C_6- углеводороды;

или

процесс трансалкилирования включает:

поступление углеводородсодержащего сырья, содержащего C₇₊ углеводороды, в зону трансалкилирования, содержащую катализатор трансалкилирования, для формирования потока продукта зоны трансалкилирования;

отгонку по меньшей мере части потока продукта зоны трансалкилирования в отпарной колонне для создания потока верхнего продукта отпарной колонны и потока нижнего продукта отпарной колонны; и

поступление потока верхнего продукта отпарной колонны в компрессор для создания потока, содержащего C_6- углеводороды.

10. Процесс по п. 9, дополнительно включающий:

отделение потока продукта риформинга в сепараторе для создания потока пара продукта риформинга и потока жидкости продукта риформинга;

сжатие по меньшей мере части потока пара продукта риформинга для создания потока жидкости под давлением;

поступление потока жидкости под давлением и потока жидкости продукта риформинга в колонну дебутанизации зоны риформинга для создания потока верхнего продукта колонны дебутанизации и содержащей СНГ фракции; и

поступление по меньшей мере части потока пара продукта риформинга, потока верхнего продукта колонны дебутанизации и по меньшей мере одного из потока газа, потока отходящего газа отпарной колонны, содержащего углеводороды C_6-, потока верхнего продукта, содержащего углеводороды C_7-, и по меньшей мере части потока верхнего продукта отпарной колонны в многоступенчатую компрессорную линию для создания потока жидкости под давлением.