PL198388B1 - Sposób obróbki wodorem surowca węglowodorowego - Google Patents
Sposób obróbki wodorem surowca węglowodorowegoInfo
- Publication number
- PL198388B1 PL198388B1 PL357799A PL35779902A PL198388B1 PL 198388 B1 PL198388 B1 PL 198388B1 PL 357799 A PL357799 A PL 357799A PL 35779902 A PL35779902 A PL 35779902A PL 198388 B1 PL198388 B1 PL 198388B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- hydrogen
- range
- stream
- hydroprocessing
- oil
- Prior art date
Links
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 88
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 88
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 24
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 37
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 22
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 22
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 18
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 8
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N ammonium hydrosulfide Chemical compound [NH4+].[SH-] HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000010724 circulating oil Substances 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 abstract description 20
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 6
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000000779 smoke Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 7
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001284 azanium sulfanide Substances 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical group [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019568 aromas Nutrition 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 241000931526 Acer campestre Species 0.000 description 1
- 229910003296 Ni-Mo Inorganic materials 0.000 description 1
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 Platinum group metals Chemical class 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010953 base metal Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N cobalt tungsten Chemical compound [Co].[W] JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000796 flavoring agent Substances 0.000 description 1
- 235000019634 flavors Nutrition 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenenickel Chemical compound [Ni]=S WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/08—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of reforming naphtha
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Sposób obróbki wodorem surowca w e- glowodorowego, z wykorzystaniem wielu stref obróbki wodorem w pojedynczej p etli reakcyj- nej, w którym ka zda ze stref ma jedno lub wi e- cej z ló z katalitycznych, znamienny tym, ze obejmuje nast epuj ace etapy: (a) podawania surowca w eglowodorowego do pierwszej strefy obróbki wodorem, maj acej jedno lub wi ecej z ló z katalitycznych zawieraj a- cych katalizator obróbki wodorem, przy czym strefa obróbki wodorem jest utrzymywana w warunkach obróbki wodorem, w której suro- wiec kontaktuje si e z katalizatorem i wodorem; (b) podawania odcieku z etapu (a) bezpo- srednio do gor acego separatora wysokoci snie- niowego, w którym odciek kontaktuje si e z go- r acym, bogatym w wodór gazem przeparowu- j acym z wytworzeniem strumienia parowego zawieraj acego wodór, zwi azki w eglowodorowe wrz ace w temperaturze poni zej zakresu wrze- nia surowca w eglowodorowego, siarkowodór i amoniak, i strumienia ciek lego, zawieraj acego...; PL PL PL PL
Description
Opis wynalazku
Dziedzina techniki
Wynalazek niniejszy dotyczy sposobów uszlachetniania frakcji wrzącej w zakresie destylatu średniego, która jest otrzymywana z reaktorów hydrorafinacji VGO lub reaktorów hydrorafinacji umiarkowanej ostrości. Wynalazek obejmuje wieloetapowy sposób z wykorzystaniem pojedynczej pętli wodoru.
Stan techniki
W procesach rafinacji surowej ropy naftowej stosuje się reaktory do hydrorafinacji próżniowego oleju gazowego (VGO) i reaktory do hydrokrakingu do usuwania z surowej ropy zanieczyszczeń takich jak siarka, azot i metale. Zwykle materiał wrzący w zakresie destylatu średniego (wrzący w zakresie 250°F-735°F) z hydrorafinacji VGO lub reaktorów hydrokrakingu umiarkowanej ostrości nie spełnia wymagań pod względem temperatury dymienia, liczby cetanowej i specyfikacji aromatów. W większości przypadków ten destylat średni jest oddzielnie uszlachetniany w reaktorze hydrorafinacji umiarkowanej ostrości albo alternatywnie destylat średni jest komponowany w ogólnej puli olejów napędowych lub stosowany jako domowy olej opałowy. Są także strumienie w zakresie wrzenia oleju napędowego, z innych jednostek takich jak fluidalny kraking katalityczny, koksowanie lub visbreaking, które wymagają uszlachetniania. Bardzo często istniejące reaktory hydrorafinacji oleju napędowego nie są zaprojektowane dla limitów ciśnienia wymaganych dla przetwarzania tych strumieni i jednostka hydrokrakingu łagodnego dostarcza możliwości jednoczesnego uszlachetniania tych strumieni.
Poprzednio ujawniono pewne procesy, w których obróbka wodorem przebiega w pojedynczej pętli wodoru. W publikacji międzynarodowego zgłoszenia patentowego WO 97/38066 (PCT/US97/04270), opublikowanej 16 października 1997, ujawniono sposób z odwrotną konfiguracją stopni w systemach reaktora do obróbki wodorem. Ten system reaktora do obróbki wodorem zawiera dwie strefy reakcji, ustawiona jedna nad drugą, w jednej pętli reakcyjnej. W korzystnym wykonaniu wsad węglowodorowy jest podawany do strefy odazotowania i odsiarczania, która jest strefą dolną. Odciek z tej strefy ochładza się i oddziela od niego gazy. Następnie produkt ciekły podaje się do strefy górnej, gdzie może zachodzić hydrokraking lub hydrorafinacja. Głębsza przeróbka korzystnie zachodzi w strefie górnej.
W opisie patentowym USA nr 5 980 729 ujawniono konfigurację podobną do konfiguracji z publikacji WO 97/38066. Jednakże w dół strumienia od strefy odazotowania/odsiarczania umieszczony jest gorący przeparnik. Za tym przeparnikiem następuje dodatkowy reaktor hydrorafinacji. W dół strumienia od strefy odazotowania/odsiarczania umieszczona jest także strefa rafinacji wykańczającej do nasycania związków aromatycznych. W opisie patentowym USA nr 6 106 694 ujawniona jest konfiguracja podobna jak w opisie patentowym USA nr 5 980 729, ale bez reaktora hydrorafinacji po przeparniku i bez strefy rafinacji wykańczającej.
Krótki opis wynalazku
W sposobie według wynalazku destylat średni poddaje się hydrorafinacji w tej samej pętli wysokiego ciśnienia, co reaktor hydrorafinacji próżniowego oleju gazowego lub reaktor hydrokrakingu umiarkowanej ostrości, jednak bez stosowania odwrotnej konfiguracji stopni stosowanej w powołanych publikacjach ze stanu techniki. Oszczędności kosztów inwestycyjnych i/lub oszczędności eksploatacyjne w związku ze stosowaniem jednej pętli wodoru są znaczne, ponieważ nie jest wymagany oddzielny reaktor hydrorafinacji destylatu średniego. Inne zalety obejmują optymalne ciśnienia wodoru dla każdego etapu, jak również optymalne zużycie wodoru i wykorzystanie każdego produktu. Także maksymalna jest wydajność uszlachetnionego produktu, bez stosowania cieczy recyrkulującej. Wynalazek omówiono poniżej.
Sposób obróbki wodorem surowca węglowodorowego, z wykorzystaniem co najmniej dwóch stref reakcji w pojedynczej pętli reakcyjnej, obejmuje następujące etapy:
(a) podawania surowca węglowodorowego do pierwszej strefy obróbki wodorem, mającej jedno lub więcej złóż katalitycznych zawierających katalizator obróbki wodorem, która to strefa obróbki wodorem jest utrzymywana w warunkach obróbki wodorem, w której surowiec kontaktuje się z katalizatorem i wodorem;
(b) podawania odcieku z etapu (a) bezpośrednio do gorącego separatora wysokociśnieniowego, w którym odciek kontaktuje się z gorącym, bogatym w wodór gazem odpędzającym z wytworzeniem strumienia parowego zawierającego wodór, związki węglowodorowe wrzące w temperaturze poniżej zakresu wrzenia surowca węglowodorowego, siarkowodór i amoniak, i strumienia ciekłego, zawierającego związki węglowodorowe wrzące w przybliżeniu w zakresie wspomnianego surowca węglowodorowego;
PL 198 388 B1 (c) podawania strumienia parowego z etapu (b), po ochłodzeniu i częściowej kondensacji, do gorącego przeparnika wodorowego zawierającego, co najmniej jedno złoże katalizatora hydrorafinacji, w którym jest kontaktowany przeciwprądowo z wodorem, natomiast strumień ciekły z etapu (b) podaje się do frakcjonowania;
(d) podawania szczapowego strLum^rn£a parowego z gorącego przeparnika wodorowego z etapu (c), po ochłodzeniu i kontaktowaniu z wodą, który to szczytowy strumień parowy zawiera wodór, amoniak i siarkowodór, razem z gazami lekkimi i benzyną, do zimnego separatora wysokociśnieniowego, w którym we frakcji szczytowej usuwane są wodór, siarkowodór i lekkie gazy węglowodorowe, amoniak jest usuwany z zimnego separatora wysokociśnieniowego jako wodorosiarczek amonu w kolumnie odpędowej z kwaśną wodą, a benzyna i destylaty średnie są podawane do frakcjonowania;
(e) podawania strumienia ciekłego z gorącego przeparnika wodorowego z etapu (cc do drugiej strefy obróbki wodorem, która to druga strefa obróbki wodorem zawiera co najmniej jedno złoże katalizatora obróbki wodorem odpowiedniego do nasycenia aromatów i otwarcia pierścienia, w której ciecz jest kontaktowana w warunkach obróbki wodorem z katalizatorem obróbki wodorem, w obecności wodoru;
(f) podawania s^umienia z separatora wysokociśnieniowego z eeapu (d) do absorbera, w którym usuwany jest siarkowodór przed kompresją wodoru i jego zawróceniem do naczyń do obróbki wodorem w ramach pętli; i (g) podawania odcieku z etapu (e) do zimnego separatora wysokociśnieniowego z etapu (d).
Krótki opis rysunków
Figura 1 ilustruje pętlę obróbki wodorem, w której reaktor obróbki wykańczającej stanowi reaktor uszlachetniania destylatu średniego, który pracuje przy w przybliżeniu tym samym ciśnieniu co reaktor pierwszego stopnia.
Figura 2 ilustruje pętlę obróbki wodorem, w której reaktor obróbki wykańczającej jest taki sam jak ten z Figury 1, ale pracuje pod niższym ciśnieniem niż reaktor pierwszego stopnia. W reaktorze obróbki wykańczającej stosowany jest katalizator na bazie metalu szlachetnego.
Dokładny opis wynalazku
Opis korzystnego wykonania
Opis Figury 1
Wsad ze strumienia 1 jest mieszany z wodorem recyrkulującym i wodorem uzupełniającym w strumieniu 42. Wsad jest wstępnie ogrzewany w układzie wymiennika ciepła procesu, podobnie jak strumienie gazowe. Mieszaninę wsadu i gazu, obecnie strumień 34, ogrzewa się dalej stosując wymienniki ciepła 43 i piec 49. Strumień 34 wchodzi następnie do reaktora pierwszego stopnia 2 ze złożem ustalonym i z przepływem spływającym. Pierwsze złoże 3 reaktora 2 może zawierać katalizator hydrorafinacji VGO lub katalizator hydrokrakingu umiarkowanej ostrości. Złoża ustalone 3 mogą być ustawione kolejno, z międzystopniowymi strumieniami chłodzącymi 4 i 5 dostarczającymi wodór pomiędzy złoża.
Odciek 6 z reaktora pierwszego stopnia 2, po hydrorafinacji lub częściowym hydrokrakingu, zawiera siarkowodór, amoniak, gazy lekkie, benzynę, destylat średni i hydrorafinowany próżniowy olej gazowy. Odciek wchodzi do gorącego separatora wysokociśnieniowego lub strefy odpowietrzania 8 pracującej w warunkach odcieku z reaktora oleju ciężkiego, gdzie od nieprzekształconego oleju oddziela się część oleju napędowego i większość materiału lżejszego. Gorący separator wysokociśnieniowy ma zestaw półek 44, a gaz bogaty w wodór jest wprowadzany na dole w celu odpędzania poprzez strumień 46.
Strumień 9 stanowi głównie ciężki olej gazowy po hydrorafinacji, wrzący w temperaturach powyżej 700°F. Zawór 10 wskazuje, że przed przesłaniem niekonwertowanego oleju do sekcji frakcjonowania w strumieniu 11 zmniejsza się ciśnienie.
Strumień 21 zawiera frakcję szczytową z gorącego separatora wysokociśnieniowego. Strumień 21 jest następnie przed wejściem do gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 23 chłodzony w wymienniku 22 (przez generowanie pary lub procesową wymianę ciepła). Strumień 21 spływa w dół poprzez złoże katalizatora hydrorafinacji 52, kontaktując się z przepływającym przeciwprądowo wodorem ze strumienia 51.
Strumień szczytowy 26 zawiera wodór, amoniak i siarkowodór, oraz gazy lekkie i benzynę. Różnica ciśnienia roboczego między gorącym przeparnikiem wodorowym/reaktorem 23 a zimnym separatorem wysokociśnieniowym 17 jest utrzymywana za pomocą zaworu kontrolnego 50. Strumień 26 jest chłodzony w wymienniku 27 i łączy się ze strumieniem 14, tworząc strumień 16. Do strumienia 16
PL 198 388 B1 wtryskiwana jest woda (strumień 36) w celu usunięcia większości amoniaku w postaci roztworu wodorosiarczku amonu (amoniak i siarkowodór reagują tworząc wodorosiarczek amonu, który przekształca się w roztwór poprzez wtryskiwanie wody). Następnie strumień jest chłodzony powietrzem za pomocą chłodnicy 45. Strumień 16 wchodzi do zimnego separatora wysokociśnieniowego 17. Wodór, lekkie gazy węglowodorowe i siarkowodór są usuwane we frakcji szczytowej poprzez strumień 19. Siarkowodór jest usuwany ze strumienia w absorberze siarkowodoru 20. Amoniak i siarkowodór są usuwane ze strumieniem kwaśnej wody (nie pokazany) z zimnego separatora wysokociśnieniowego 17.
Strumień 40, który zawiera gaz bogaty w wodór, jest sprężany w sprężarce 30 i rozdziela się na strumienie 29 i 32. Strumień 32 przechodzi do gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 23. Strumień 31 jest oddzielany od strumienia 29 do stosowania jako chłodziwo międzystopniowe. Strumienie 4 i 5 są oddzielane od strumienia 31. Strumień 29, zawierający wodór, przed połączeniem ze strumieniem wsadu olejowego 1 jest łączony ze strumieniem wodoru 42.
Wodór uzupełniający 38 jest sprężany i przesyłany do czterech odrębnych miejsc, w górę strumienia od reaktora 2 w celu połączenia ze strumieniem wsadu 1 (poprzez strumień 42), do gorącego separatora wysokociśnieniowego 8 poprzez strumień 46, do gorącego przeparnika wodorowego/reaktora poprzez strumień 51, i do reaktora uszlachetniania destylatu średniego (strumień 35) w celu połączenia z recyrkulującym olejem napędowym lub naftą lub do stosowania jako chłodziwo międzystopniowe. Strumień 38, zawierający wodór uzupełniający, przechodzi do sprężarki wodoru uzupełniającego 37. Z wychodzącego ze sprężarki 37 strumienia 41, zawierającego sprężony wodór, rozdzielane są strumienie 35, 42 i 46.
Reaktor uszlachetniania destylatu średniego 12 składa się z jednego lub więcej złóż 13 katalizatora hydrorafinacji/hydrokrakingu (takiego jak Ni-Mo, Ni-W i/lub metal szlachetny) do nasycenia aromatów i otwarcia pierścieni w celu ulepszenia cech jakościowych oleju napędowego, takich jak poziom aromatów i liczba cetanowa. W wykonaniu pokazanym na Fig. 1 reaktor uszlachetniania destylatu średniego pracuje przy w przybliżeniu tym samym ciśnieniu co reaktor pierwszego stopnia 2. W celu regulowania temperatury reaktora może być wprowadzany gaz chłodzący (strumień 47). Strumień 24 może być połączony z recyrkulującym olejem napędowym lub naftą (strumień 48) z frakcjonatora kiedy nie mają być przetwarzane ani chłodzone w wymienniku 25 żadne strumienie zewnętrzne (strumień 7). Wodór ze strumienia 35 przed wprowadzeniem do reaktora uszlachetniania destylatu średniego 12 łączy się ze strumieniem 24. Strumień 24 wchodzi do reaktora od góry i spływa w dół poprzez złoża katalizatora 13.
Strumień 14, który jest odciekiem z reaktora uszlachetniania destylatu średniego 12, jest stosowany do ogrzania innych strumieni procesowych w jednostce (patrz wymiennik 15) i następnie łączy się ze strumieniem 26 tworząc strumień 16, który jest przesyłany do chłodnicy powietrznej odcieku i następnie do zimnego separatora wysokociśnieniowego 17. Do rury wlotowej chłodnicy powietrznej odcieku wtryskiwana jest w sposób ciągły woda w celu zapobieżenia osadzaniu się soli w rurach chłodnicy powietrznej. Wodór, siarkowodór i amoniak opuszczają zimny separator wysokociśnieniowy poprzez strumień szczytowy 19, natomiast benzyna ciężka i destylaty średnie wychodzą poprzez strumień 18 do frakcjonowania (strumień 39).
Opis Figury 2
Jak opisano dla Figury 1, wsad w strumieniu 1 miesza się z wodorem recyrkulującym i wodorem uzupełniającym w strumieniu 42. Wsad oraz strumienie gazowe są wstępnie ogrzane w procesowym układzie wymiennika ciepła. Mieszaninę wsadu i gazów, obecnie w strumieniu 34, ogrzewa się dalej stosując wymienniki ciepła 43 i piec 51. Strumień 34 wchodzi następnie do reaktora pierwszego stopnia 2 ze złożem ustalonym i przepływem spływającym. Pierwsze złoże 3 reaktora 2 może zawierać katalizator hydrorafinacji VGO lub katalizator hydrokrakingu umiarkowanej ostrości. Może być szereg ustawionych kolejno złóż ustalonych 3, z międzystopniowymi strumieniami chłodzącymi 4 i 5 dostarczającymi wodór pomiędzy złożami.
Odciek 6 z reaktora pierwszego stopnia, który uległ hydrorafinacji lub częściowemu hydrokrakingowi, zawiera siarkowodór, amoniak, gazy lekkie, benzynę, destylat średni i hydrorafinowany próżniowy olej gazowy. Odciek wchodzi do gorącego separatora wysokociśnieniowego lub strefy odpowietrzania 8 pracującej w warunkach odcieku z reaktora oleju ciężkiego, gdzie od nieprzekształconego oleju oddziela się część oleju napędowego i większość materiału lżejszego.
Gorący separator wysokociśnieniowy ma zestaw półek 44, a gaz bogaty w wodór jest wprowadzany na dole w celu odpędzania poprzez strumień 46.
PL 198 388 B1
Strumień 9 stanowi głównie ciężki olej gazowy po hydrorafinacji, wrzący w temperaturach powyżej 700°F. Zawór 10 wskazuje, że przed przesłaniem niekonwertowanego oleju do sekcji frakcjonowania w strumieniu 11 zmniejsza się ciśnienie.
Strumień 21 zawiera frakcję szczytową z gorącego separatora wysokociśnieniowego i może być uzupełniany przez zewnętrzny wsad 7. Strumień 21 jest następnie przed wejściem do gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 23 chłodzony w wymienniku 22 (przez generowanie pary lub procesową wymianę ciepła). Strumień 21 spływa z góry w dół poprzez złoże katalizatora hydrorafinacji 52, kontaktując się ze spływającym przeciwprądowo wodorem ze strumienia 32.
Strumień szczytowy 26 z gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 52 zawiera wodór, amoniak i siarkowodór, oraz gazy lekkie i benzynę. Jest on chłodzony w wymienniku 27. Do strumienia 26 wtryskiwana jest woda (strumień 36) w celu usunięcia większości amoniaku jako roztworu wodorosiarczku amonu (amoniak i siarkowodór reagują tworząc wodorosiarczek amonu, który przekształca się w roztwór poprzez wtryskiwanie wody). Następnie strumień jest chłodzony powietrzem za pomocą chłodnicy 45. Odciek z chłodnicy powietrznej wchodzi do zimnego separatora wysokociśnieniowego 17. Wodór, lekkie gazy węglowodorowe i siarkowodór są usuwane w górze strumieniem 19. Siarkowodór (strumień 51) jest usuwany ze strumienia w absorberze siarkowodoru 20. Amoniak i siarkowodór są usuwane ze strumieniem kwaśnej wody (strumień 48) z zimnego separatora wysokociśnieniowego 17. Strumień 40, który zawiera wodór, jest sprężany w sprężarce 30 i rozdziela się na strumienie 29 i 31. Strumień 31 jest oddzielany od strumienia 29 do stosowania jako chłodziwo międzystopniowe. Strumienie 4 i 5 są oddzielane od strumienia 31. Strumień 29, zawierający wodór, przed połączeniem ze strumieniem wsadu olejowego 1 jest łączony ze strumieniem wodoru 42.
Wodór uzupełniający 38 jest sprężany i przesyłany do czterech odrębnych miejsc, w górę strumienia od reaktora 2 w celu połączenia ze strumieniem wsadu 1 (poprzez strumień 42), do gorącego separatora wysokociśnieniowego 8 poprzez strumień 46, do gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 23 i do reaktora uszlachetniania destylatu średniego (strumień 35) w celu połączenia z recyrkulującym olejem napędowym lub naftą lub do stosowania jako chłodziwo międzystopniowe. Strumień 38, zawierający wodór uzupełniający, przechodzi do sprężarki wodoru uzupełniającego 37. Ze strumienia 41, który wychodzi ze sprężarki 37, zawierającego sprężony wodór, rozdzielane są strumienie 35,42 i 46.
W tym wykonaniu, reaktor uszlachetniania destylatu średniego 12 pracuje przy ciśnieniu niższym niż reaktor pierwszego stopnia 2. Ciśnienie cieczy (strumień 24) z gorącego przeparnika wodorowego 52 zmniejsza się (poprzez zawór 28) i łączy się ją z wodorem uzupełniającym (strumień 35) po drugim etapie sprężania wodoru uzupełniającego w sprężarce 37. W tym punkcie może być dodany recyrkulujący olej napędowy lub nafta (strumień 50). Po wstępnym ogrzaniu (w wymienniku 25) mieszaninę przesyła się do reaktora uszlachetniania destylatu średniego 12, który korzystnie jest załadowany jednym lub więcej niż jednym złożem katalizatora na bazie metalu szlachetnego 13. Część wodoru uzupełniającego jest dostępna jako strumień chłodziwa (strumień 47) między złożami w przypadku zastosowania wielu złóż. Odciek z reaktora (strumień 14) jest chłodzony w szeregu wymienników ciepła 15 i przesyłany do zimnego separatora wysokociśnieniowego 49.
Pary szczytowe 38 z zimnego separatora wysokociśnieniowego 49 są zasadniczo wysokiej czystości wodorem z małą ilością lekkich gazów węglowodorowych. Para jest przesyłana do sprężarki wodoru uzupełniającego 37. Sprężony wodór uzupełniający (strumień 29) jest przesyłany do reaktora wysokociśnieniowego 2, wysokociśnieniowego separatora 8, i gorącego przeparnika wodorowego/reaktora 23. Pozostałość podestylacyjna (strumień 18) z zimnego separatora wysokociśnieniowego 17 po redukcji ciśnienia jest przesyłana do sekcji frakcjoniowania (strumień 53).
Strumień 14, który jest odciekiem z reaktora uszlachetniania destylatu średniego 12, jest stosowany do ogrzania innych strumieni procesowych w jednostce (patrz wymiennik 15) i przechodzi do zimnego separatora wysokociśnieniowego 49. Ciekły odciek z zimnego separatora wysokociśnieniowego 49, strumień 39, przechodzi do frakcjonowania.
Surowce
W niniejszym wynalazku mogą być stosowane różne rodzaje surowców węglowodorowych. Do typowych wsadów należą wszelkie ciężkie lub syntetyczne frakcje olejowe lub strumienie procesowe mające temperaturę wrzenia powyżej 300°F (150°C). Do takich wsadów należą próżniowe oleje gazowe, ciężkie atmosferyczne oleje gazowe, oleje gazowe z koksowania, oleje gazowe z procesu visbreaking, oleje odmetalizowane, pozostałości próżniowe, pozostałości atmosferyczne, olej odasfaltowany, strumienie z procesu Fischera-Tropscha, strumienie FCC, etc.
PL 198 388 B1
Typowymi wsadami dla pierwszego stopnia reakcji będą próżniowe oleje gazowe, ciężkie koksownicze oleje gazowe lub olej odasfaltowany. Wsady lżejsze, takie jak olej napędowy pierwszej destylacji, lekki olej obiegowy, lekki olej koksowy lub olej gazowy z procesu visbreaking, można wprowadzić w górę strumienia od gorącej kolumny odpędowej wodoru (przeparnika wodorowego)/reaktora 23.
Produkty
Figury 1 i 2 przedstawiają dwie różne odmiany niniejszego wynalazku, dotyczące przede wszystkim wytwarzania wysokiej jakości destylatu średniego oraz wytwarzania ciężkiego hydrorafinowanego oleju gazowego.
Sposób według tego wynalazku jest szczególnie użyteczny do wytwarzania frakcji średnich destylatu, wrzących w zakresie około 250OF-700°F (121°C-371°C). Frakcja średnia destylatu jest określana jako mająca zakres wrzenia od około 250°F do 700°F. Co najmniej 75% obj., korzystnie 85% obj., składników destylatu średniego ma normalną temperaturę wrzenia powyżej 250°F. Co najmniej około 75% obj., korzystnie 85% obj., składników destylatu średniego ma normalny punkt wrzenia poniżej 700°F. Termin „destylat średni” obejmuje olej napędowy, olej do silników odrzutowych i frakcje wrzące w zakresie nafty. Temperatura wrzenia nafty lub oleju do silników odrzutowych jest w zakresie między 280°F a 525°F (138°C-274°C). Termin „zakres wrzenia oleju napędowego” odnosi się do węglowodorów wrzących w zakresie od 250°F do 700°F (121°C-371°C).
W sposobie według wynalazku może być także wytwarzana benzyna lub benzyna lekka. Benzyna lub benzyna lekka normalnie wrze w zakresie poniżej 400°F (204°C), lub C5-. Zakresy wrzenia różnych produktów uzyskiwanych w każdej danej rafinerii będą zależeć od takich czynników jak charakterystyka źródła surowej ropy, lokalne rynki rafineryjne i ceny produktu.
Ciężki olej napędowy, inny produkt niniejszego wynalazku, zwykle wrze w zakresie od 550°F do
750°F.
Warunki
Warunki obróbki wodorem jest to termin ogólny, który odnosi się przede wszystkim w tym zgłoszeniu do hydrokrakingu lub hydrorafinacji, korzystnie hydrokrakingu. Reaktor pierwszego stopnia, jak zobrazowano na Figurach 1 i 2, może stanowić albo reaktor hydrorafinacji VGO albo reaktor hydrokrakingu umiarkowanej ostrości.
Warunki hydrorafinacji obejmują temperaturę reakcji w zakresie 400°F-900°F (204°C-482°C), korzystnie 650°F-850°F (343°C-454°C); ciśnienie od 500 do 5000 psig (funty na cal kwadratowy gauge) (3,5-346 Mpa) korzystnie 1000 do 3000 psig (7,0-20,8 Mpa); szybkość zasharna (LHSV) 0,5 h 1 do 20 h1 (v/v); i całkowite zużycie wodoru 300 do 5000 scf na baryłkę ciekłego surowca węglowodorowej (53,4-356 m3/m3 wsadu).
W wykonaniu pokazanym na Figurze 1, reaktor pierwszego stopnia i reaktor uszlachetniania destylatu średniego pracują pod tym samym ciśnieniem. W wykonaniu pokazanym na Figurze 2, reaktor uszlachetniania destylatu średniego pracuje pod ciśnieniem niższym niż reaktor pierwszego stopnia.
Typowe warunki hydrokrakingu obejmują temperaturę reakcji 400°F-950°F (204°C-510°C), korzystnie 650°F-850°F (343°C-454°C). Ciśnienie reakcji jest w zakresie od 500 do 5000 psig (3,5-34,5 MPa), korzystnie 1500 do 3500 psig O0,4-24,2 Mpa). LHSV jest w zakresu od 0,1 do 15 h_1 (Wv) korzystnie 0,25-2,5 h1. Zużycie wodoru jest w zakresie od 500 do 2500 scf na baryłkę ciekłego wsadu węglowodorowego (89,1-445 m3 H'7m3 wsadu).
Katalizator
Strefa obróbki wodorem może zawierać tylko jeden katalizator lub kilka katalizatorów w kombinacji.
Katalizator hydrokrakingu generalnie zawiera składnik krakujący, składnik uwodorniający i nośnik. Takie katalizatory są dobrze znane w sztuce. Składnik krakujący może obejmować amorficzną fazę krzemionka/tlenek glinu i/lub zeolit, taki jak zeolit typu Y lub USY. W katalizatorach mających wysoką aktywność krakowania często wykorzystuje się zeolity REX, REY i USY. Środkiem wiążącym jest z reguły krzemionka lub tlenek glinu. Składnikiem uwodorniającym będzie metal grupy VI, grupy VII lub grupy VIII, albo tlenek lub siarczek tego metalu, korzystnie jeden lub więcej niż jeden z molibdenu, wolframu, kobaltu lub niklu, lub ich tlenków lub siarczków. Te składniki uwodorniające, jeśli są obecne, zwykle stanowią od około 5% do około 40% wagowych katalizatora. Alternatywnie, jako składnik uwodorniający mogą być obecne metale grupy platyny, zwłaszcza platyny i/lub palladu, albo same albo w kombinacji z nieszlachetnymi metalicznymi składnikami uwodorniającymi molibdenem, wolframem, kobaltem lub niklem. Metale grupy platyny, jeśli są obecne, będą generalnie stanowić od około 0,1% do około 2% wagowych katalizatora.
PL 198 388 B1
Katalizator hydrorafinacji, jeśli jest stosowany, typowo będzie kompozytem metalu grupy VI lub jego związku, osadzonego na żaroodpornym porowatym podłożu, takim jak tlenek glinu. Przykładami katalizatorów hydrorafinacji są osadzone na tlenku glinu kobalt-molibden, siarczek niklu, nikielwolfram, kobalt-wolfram i nikiel-molibden. Typowo takie katalizatory hydrorafinacji są poddawane wstępnej obróbce siarczkami.
Przykład
Rafinacja wykańczająca destylatów z reaktora łagodnego hydrokrakingu w celu ulepszania liczby cetanowej
| Wsad | Destylat z łagodnego hydrokrakingu mieszanki próżniowy olej gazowy/olej gazowy z koksowania | Destylat z łagodnego hydrokrakingu próżniowego oleju gazowego z ropy ze środkowego wschodu |
| Konwersja łagodnego hydrokrakingu | 30% objętościowych cieczy <680°F | 31 objętościowych cieczy <700°F |
| Katalizator hydrorafinacji | Metal szlachetny/Zeolit | Metal nieszlachetny/tlenek glinu |
| Warunki hydcocafinacji: Temperatura złoża katalizatora, | 594 | 720 |
| °F LHSV, 1/h | 1,5 | 2,0 |
| Stosunek gaz/olej SCF/B | 3000 | 5000 |
| Ciśnienie cząstkowe H2, psia | 800 | 1900 |
| Zwiększenie liczby cetanowej (typowe) | 7 do 15 | 2 do 7 |
Powyższa tabela ilustruje skuteczność uszlachetniania odcieku z reaktora pierwszego stopnia, który został poddany łagodnemu hydrokrakowaniu. Odciek poddaje się hydrorafinacji w reaktorze do uszlachetniania destylatu średniego. Zwiększenie liczby cetanowej (polepszenie) jest większe i w mniej ostrych warunkach przy zastosowaniu katalizatora mającego jako składnik uwodorniający metal szlachetny oraz zeolitowy składnik krakujący niż przy stosowaniu katalizatora mającego składniki uwodorniające na bazie metalu nieszlachetnego na tlenku glinu, bezpostaciowym nośniku. Zwiększenie liczby cetanowej może być wyższe jeśli w górę strumienia procesowego od wysokociśnieniowego gorącego separatora 44 doda się zewnętrzny wsad (7) z zakresu oleju napędowego.
Claims (13)
1. Sposób obróbki wodorem surowca węglowodorowego, z wykorzystaniem wielu stref obróbki wodorem w pojedynczej pętli reakcyjnej, w którym każda ze stref ma jedno lub więcej złóż katalitycznych, znamienny tym, że obejmuje następujące etapy:
(a) podawania surowca węglowodorowego do pierwszej strefy obróbki wodorem, mającej jedno lub więcej złóż katalitycznych zawierających katalizator obróbki wodorem, przy czym strefa obróbki wodorem jest utrzymywana w warunkach obróbki wodorem, w której surowiec kontaktuje się z katalizatorem i wodorem;
(b) podawania odcieku z etapu (a) bezpośrednio do gorącego separatora wysokociśnieniowego, w którym odciek kontaktuje się z gorącym, bogatym w wodór gazem przeparowującym z wytworzeniem strumienia parowego zawierającego wodór, związki węglowodorowe wrzące w temperaturze poniżej zakresu wrzenia surowca węglowodorowego, siarkowodór i amoniak, i strumienia ciekłego, zawierającego związki węglowodorowe wrzące w przybliżeniu w zakresie wspomnianego surowca węglowodorowego;
(c) podawania strumienia parowego z etapu (b) po ochłodzeniu i częściowej kondensacji, do gorącego przeparnika wodorowego zawierającego, co najmniej jedno złoże katalizatora hydrorafinacji, w którym jest on kontaktowany przeciwprądowo z wodorem, natomiast strumień ciekły z etapu (b) podaje się do frakcjonowania;
PL 198 388 B1 (d) podawania szczytowego strumienia parowego z gorącego przeparnika wodorowego/reaktora z etapu (c), po ochłodzeniu i kontaktowaniu z wodą, który to szczytowy strumień patowy zawiera wodór, amoniak i siarkowodór, razem z gazami lekkimi i benzyną, do zimnego separatora wysokociśnieniowego, w którym we frakcji szczytowej usuwane są wodór, siarkowodór i lekkie gazy węglowodorowe, amoniak jest usuwany z zimnego separatora wysokociśnieniowego jako wodorosiarczek amonu w kolumnie odpędowej z kwaśną wodą, a benzyna i destylaty średnie są podawane do frakcjonowania;
(e) podawania strumienia ciekłego z gorącego przeparnika wodorowego/reaktora z etapu (<c) do drugiej strefy obróbki wodorem, która to druga strefa obróbki wodorem zawiera co najmniej jedno złoże katalizatora obróbki wodorem odpowiedniego do nasycenia aromatów i otwarcia pierścienia, w której ciecz jest kontaktowana w warunkach obróbki wodorem z katalizatorem obróbki wodorem, w obecności wodoru;
(f) podawania szczytowego strumienia z zimnego separatora wysokociśnieniowegoz etapu (d) do absorbera, w którym usuwany jest siarkowodór przed kompresją wodoru i jego zawróceniem do naczyń do obróbki wodorem w ramach pętli; i (g) podawania odcieku z etapu (e) do zimnego separatora wysokociśnieniowego z etapu (d).
2. Sposób według 1, tym, że warunki obróbki wodorem z eeapu 1 (s) obej mują temperaturę reakcji w zakresie 204oC-510°C, ciśnienie reakcji w zakresie 3,5-34,5 MPa, LHSV w zakresie od 0,1 to 15 h, (v/v), i zużycie wodoru w zakresie 89,1-445 m3 H2/m3 wsadu.
3. Sposób według zastez. 2, znamienny tym. że warunkk obrób^ wodorem z eeapu 11a) οόβύ mują temperaturę reakcji w zakresie 343°C-454°C, ciśnienie reakcji w zakresie 10,4-24,2 MPa; LHSV w zakresie od 0,25 do 2,5 h-1, i zużycie wodoru w zakresie 89,1-445 m3 H2/m3 wsadu.
4. Sposób według zas^z. 1, znamienny tym. że warunkk obrób^ wodorem z eeapu 11a> οόβύ mują temperaturę reakcji w zakresie 204°C-510°C ciśnienie reakcji w zakresie od 3,5-34,5 MPa, LHSV w zakresie od 0,1 do 15 h- (v/v), i zużycie wodoru w zakresie 89,1-445 m3 H/m3 wsadu.
5. Sposób według zastez. 4, znamienny tym. że warunkk obrób^ wodorem z eeapu 1(ee obe^ mują temperaturę reakcji w zakresie 343°C-454°C, ciśnienie reakcji w zakresie 10,4-24,2 MPa; LHSV w zakresie od 0,25 do 2,5 h-1, i zużycie wodoru w zakresie 89,1-445 m3 H2/m3 wsadu.
6. Sposób według zast:rz. 1, znamienny tym, że wsad do eeapu 1(ar stanowią węglowodory wrzące w zakresie od 500°F do 1500°F.
7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym. że wsad jest wybrany z grupy skkadającej się z próżniowego oleju gazowego, ciężkiego atmosferycznego oleju gazowego, oleju gazowego z koksowania, oleju gazowego z procesu visbreaking, lekkiego oleju cyrkulacyjnego FCC, i oleju odasfaltowanego.
8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że polepszenie Ilczby cetanowej następujące w etapie 1(e) wynosi od 2 do 15.
9. Spooób według zas^z. (, znamienny tym, że katallzator obrób^ wodoremsawieta zarówno składnik krakujący jak i składnik uwodorniający.
10. Sposób według zastez. 9, znamienny tym, że skkadnik uwodorniający (ess w'^l^r^^rnt z grupy składającej się z Ni, Mo, W, Pt i Pd lub ich kombinacji.
11. Sposób według z^^si'^^. 9, znamienny tym, że skkadnik krak^ący może być lub zeolityczny.
12. Sposób według zastrz. 11, znamienny tym, że składnik zeolltyczny jess wybrany z grupy składającej się z zeolitów Y, USY, REX, i REY.
13. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym. że w drugiej strefie obróbki wodorem z etapu 1(e) jest utrzymywane takie samo ciśnienie jak w pierwszej strefie obróbki wodorem z etapu 1(a).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/025,411 US6787025B2 (en) | 2001-12-17 | 2001-12-17 | Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL357799A1 PL357799A1 (en) | 2003-06-30 |
| PL198388B1 true PL198388B1 (pl) | 2008-06-30 |
Family
ID=21825895
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL357799A PL198388B1 (pl) | 2001-12-17 | 2002-12-16 | Sposób obróbki wodorem surowca węglowodorowego |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6787025B2 (pl) |
| EP (1) | EP1319701B1 (pl) |
| KR (1) | KR100930985B1 (pl) |
| CN (1) | CN1245484C (pl) |
| AU (1) | AU2002302134B2 (pl) |
| CA (1) | CA2414441C (pl) |
| DE (1) | DE60219128T2 (pl) |
| MY (1) | MY136679A (pl) |
| PL (1) | PL198388B1 (pl) |
| SG (1) | SG108882A1 (pl) |
Families Citing this family (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7507325B2 (en) * | 2001-11-09 | 2009-03-24 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting heavy petroleum fractions for producing a catalytic cracking feedstock and middle distillates with a low sulfur content |
| AU2003250146A1 (en) * | 2002-07-19 | 2004-02-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Use of a yellow flame burner |
| US20050255416A1 (en) * | 2002-07-19 | 2005-11-17 | Frank Haase | Use of a blue flame burner |
| US20050244764A1 (en) * | 2002-07-19 | 2005-11-03 | Frank Haase | Process for combustion of a liquid hydrocarbon |
| US6787026B2 (en) * | 2002-10-28 | 2004-09-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for the production of high quality base oils |
| US7682500B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-03-23 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
| US7238277B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-07-03 | Chevron U.S.A. Inc. | High conversion hydroprocessing |
| US7427349B2 (en) * | 2004-12-16 | 2008-09-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
| US7531082B2 (en) * | 2005-03-03 | 2009-05-12 | Chevron U.S.A. Inc. | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones |
| US7678263B2 (en) * | 2006-01-30 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Gas stripping process for removal of sulfur-containing components from crude oil |
| CN101448919A (zh) * | 2006-04-21 | 2009-06-03 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于使含噻吩化合物的烃进料中的芳烃加氢的方法 |
| US7419582B1 (en) * | 2006-07-11 | 2008-09-02 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock |
| US7622034B1 (en) | 2006-12-29 | 2009-11-24 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
| US8480982B2 (en) * | 2007-02-22 | 2013-07-09 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for carbon dioxide and hydrogen production from gasification streams |
| CN101434865B (zh) * | 2007-11-15 | 2012-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 重质馏分油加氢处理与催化裂化联合方法 |
| US20090159493A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Targeted hydrogenation hydrocracking |
| WO2010019454A1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-02-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for removing polar components from a process stream to prevent heat loss |
| US20100200459A1 (en) * | 2009-02-10 | 2010-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Selective staging hydrocracking |
| US8858783B2 (en) * | 2009-09-22 | 2014-10-14 | Neo-Petro, Llc | Hydrocarbon synthesizer |
| CN102329639B (zh) * | 2010-07-13 | 2014-07-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种联合加氢处理方法 |
| CN102329640B (zh) * | 2010-07-13 | 2014-08-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种联合加氢裂化工艺方法 |
| WO2012134836A2 (en) * | 2011-03-31 | 2012-10-04 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroprocessing two streams |
| MX2011009116A (es) | 2011-08-31 | 2013-02-28 | Mexicano Inst Petrol | Proceso de hidroconversion-destilacion de aceites crudos pesados y/o extra-pesados. |
| EP2844722B1 (en) * | 2012-05-02 | 2021-01-20 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and process for maximizing aromatics production from hydrocracked naphtha |
| US9074145B2 (en) | 2012-07-26 | 2015-07-07 | Uop Llc | Dual stripper column apparatus and methods of operation |
| KR101419823B1 (ko) * | 2012-12-05 | 2014-07-17 | 대우조선해양 주식회사 | Ｇｔｌ―ｆｐｓｏ의 ｇｔｌ 제품 생산 시스템 |
| US9127209B2 (en) * | 2013-03-15 | 2015-09-08 | Uop Llc | Process and apparatus for recovering hydroprocessed hydrocarbons with stripper columns |
| RU2640419C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-01-09 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Гидрообработка продуктов термического крекинга |
| RU2671978C2 (ru) * | 2013-05-20 | 2018-11-08 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Двухступенчатый способ насыщения ароматических соединений дизельного топлива, использующий промежуточное отпаривание, и катализатор на основе неблагородного металла |
| KR102304149B1 (ko) * | 2013-05-20 | 2021-09-23 | 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. | 베이스 금속 촉매를 사용한 2단계 디젤 방향족 포화 공정 |
| US9476000B2 (en) | 2013-07-10 | 2016-10-25 | Uop Llc | Hydrotreating process and apparatus |
| US9328292B2 (en) * | 2013-08-23 | 2016-05-03 | Uop Llc | Method and device for improving efficiency of sponge oil absorption |
| US20150129461A1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-05-14 | Uop Llc | Apparatuses and methods for hydrotreating coker kerosene |
| US9303219B2 (en) | 2013-12-26 | 2016-04-05 | Uop Llc | Methods for treating vacuum gas oil (VGO) and apparatuses for the same |
| EP3112250A4 (en) * | 2014-02-28 | 2018-02-07 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Ft gtl apparatus and method for producing single synthetic crude oil |
| US9891011B2 (en) | 2014-03-27 | 2018-02-13 | Uop Llc | Post treat reactor inlet temperature control process and temperature control device |
| US9617484B2 (en) | 2014-06-09 | 2017-04-11 | Uop Llc | Methods and apparatuses for hydrotreating hydrocarbons |
| US10273420B2 (en) * | 2014-10-27 | 2019-04-30 | Uop Llc | Process for hydrotreating a hydrocarbons stream |
| BR102016016757B1 (pt) * | 2016-07-20 | 2021-08-03 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Processo de beneficiamento de carga altamente (poli)aromática e nitrogenada |
| US10093873B2 (en) | 2016-09-06 | 2018-10-09 | Saudi Arabian Oil Company | Process to recover gasoline and diesel from aromatic complex bottoms |
| CN107875768B (zh) * | 2016-09-29 | 2020-09-15 | 北京华石联合能源科技发展有限公司 | 一种热高压分离装置 |
| FR3060404A1 (fr) * | 2016-12-20 | 2018-06-22 | Axens | Installation et procede integre d'hydrotraitement et d'hydroconversion avec fractionnement commun |
| US11066344B2 (en) | 2017-02-16 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems of upgrading heavy aromatics stream to petrochemical feedstock |
| SA119400523B1 (ar) * | 2018-03-09 | 2022-06-15 | انديان اويل كوربوريشين ليمتد | عملية لإنتاج المواد البتروكيميائية من التيارات التي تم تكسيرها |
| SA121430164B1 (ar) * | 2020-09-21 | 2024-01-18 | انديان اويل كوربوريشن ليمتد | عملية ونظام لإنتاج مذيبات منزوعة العطريات متعددة الدرجات من تيارات الهيدروكربون |
| US11572515B2 (en) | 2020-12-31 | 2023-02-07 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbon feed stream |
| US11613714B2 (en) | 2021-01-13 | 2023-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Conversion of aromatic complex bottoms to useful products in an integrated refinery process |
| US11591526B1 (en) | 2022-01-31 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of operating fluid catalytic cracking processes to increase coke production |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2671754A (en) | 1951-07-21 | 1954-03-09 | Universal Oil Prod Co | Hydrocarbon conversion process providing for the two-stage hydrogenation of sulfur containing oils |
| DE3879132D1 (de) | 1987-12-21 | 1993-04-15 | Lummus Crest Inc | Herstellung von duesentreibstoff aus kohlefluessigkeiten. |
| US5114562A (en) | 1990-08-03 | 1992-05-19 | Uop | Two-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons |
| US5447621A (en) * | 1994-01-27 | 1995-09-05 | The M. W. Kellogg Company | Integrated process for upgrading middle distillate production |
| US6190542B1 (en) * | 1996-02-23 | 2001-02-20 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds |
| BR9706578A (pt) | 1996-04-09 | 1999-12-28 | Chevron Usa Inc | Processos de hidrotratamento de estágio reverso de uma alimentação de hidrocarboreto, de escalonamento reverso, para obter alta conversão, hidrotratamento seletivo e seletividade de produto, em um sistema de reator de hidroprocessamento e de tratamento de uma alimentacao de hidrocarboneto. |
| US6299759B1 (en) * | 1998-02-13 | 2001-10-09 | Mobil Oil Corporation | Hydroprocessing reactor and process with gas and liquid quench |
| US5980729A (en) | 1998-09-29 | 1999-11-09 | Uop Llc | Hydrocracking process |
| US6106694A (en) | 1998-09-29 | 2000-08-22 | Uop Llc | Hydrocracking process |
| US6676829B1 (en) | 1999-12-08 | 2004-01-13 | Mobil Oil Corporation | Process for removing sulfur from a hydrocarbon feed |
| US6589415B2 (en) * | 2001-04-04 | 2003-07-08 | Chevron U.S.A., Inc. | Liquid or two-phase quenching fluid for multi-bed hydroprocessing reactor |
| US6797154B2 (en) * | 2001-12-17 | 2004-09-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils |
-
2001
- 2001-12-17 US US10/025,411 patent/US6787025B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-11-15 AU AU2002302134A patent/AU2002302134B2/en not_active Ceased
- 2002-11-18 MY MYPI20024299A patent/MY136679A/en unknown
- 2002-11-26 SG SG200207099A patent/SG108882A1/en unknown
- 2002-11-29 EP EP02258228A patent/EP1319701B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-11-29 DE DE60219128T patent/DE60219128T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-11 CA CA002414441A patent/CA2414441C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-16 CN CNB021571430A patent/CN1245484C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-16 PL PL357799A patent/PL198388B1/pl not_active IP Right Cessation
- 2002-12-17 KR KR1020020080805A patent/KR100930985B1/ko not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY136679A (en) | 2008-11-28 |
| DE60219128T2 (de) | 2007-07-12 |
| DE60219128D1 (de) | 2007-05-10 |
| US20030111387A1 (en) | 2003-06-19 |
| KR20030051374A (ko) | 2003-06-25 |
| EP1319701B1 (en) | 2007-03-28 |
| CA2414441C (en) | 2009-09-15 |
| CN1432629A (zh) | 2003-07-30 |
| EP1319701A1 (en) | 2003-06-18 |
| CA2414441A1 (en) | 2003-06-17 |
| PL357799A1 (en) | 2003-06-30 |
| AU2002302134B2 (en) | 2008-11-06 |
| KR100930985B1 (ko) | 2009-12-10 |
| US6787025B2 (en) | 2004-09-07 |
| SG108882A1 (en) | 2005-02-28 |
| CN1245484C (zh) | 2006-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2414441C (en) | Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range | |
| AU2005316780B2 (en) | High conversion hydroprocessing | |
| CA2479287C (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils | |
| US20090159493A1 (en) | Targeted hydrogenation hydrocracking | |
| US20080289996A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| PL197411B1 (pl) | Zintegrowany sposób hydrokonwersji | |
| CA2599717A1 (en) | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones | |
| US20090095654A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| AU2003279190A1 (en) | Process for the production of high quality base oils | |
| US20050006280A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| US20100200459A1 (en) | Selective staging hydrocracking | |
| US20190100706A1 (en) | Integrated method for producing middle distillate with a recycling loop in hydrotreatment | |
| AU2003218332B2 (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils | |
| AU2003218332A1 (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20111216 |