EA 32566B1 20190628 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2019\PDF/032566 Полный текст описания EA201691714 20141223 Регистрационный номер и дата заявки EP14156630.7 20140225 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок EP2014/079207 Номер международной заявки (PCT) WO2015/128038 20150903 Номер публикации международной заявки (PCT) EAB1 Код вида документа [PDF] eab21906 Номер бюллетеня [**] СПОСОБ КОНВЕРСИИ ВЫСОКОКИПЯЩЕГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В БОЛЕЕ ЛЕГКОКИПЯЩИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ПРОДУКТЫ Название документа [8] C10G 65/10, [8] C10G 65/12, [8] C10G 47/00, [8] C10G 9/36 Индексы МПК [NL] Опринс Арно Йоханнес Мария, [IN] Нарайанасвами Равичандер, [GB] Уорд Эндрю Марк Сведения об авторах [SA] САУДИ БЕЙСИК ИНДАСТРИЗ КОРПОРЕЙШН, [NL] САБИК ГЛОУБЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ Б.В. Сведения о патентообладателях [SA] САУДИ БЕЙСИК ИНДАСТРИЗ КОРПОРЕЙШН, [NL] САБИК ГЛОУБЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ Б.В. Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea000032566b*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок гидрокрекинга, содержащий по меньшей мере две установки гидрокрекинга; крекинг указанного сырья в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде; разделение полученного крекированного потока на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов; подачу указанного кубового потока в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке гидрокрекинга в указанном каскаде отличаются друг от друга, причем температура осуществления процесса от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга в указанном каскаде увеличивается; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций, полученных из каждой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, используя их в качестве сырья для установки получения бензола, толуола и ксилолов (БТК) и сжиженного нефтяного газа (СНГ), причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке гидрокрекинга, используемой в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом каждая установка гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, а указанная установка гидрокрекинга, используемая в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе.

2. Способ по п.1, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.

3. Способ по п.1 или 2, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из указанных установок гидрокрекинга в указанном каскаде направляются в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С 5 - углеводороды, отделяется от указанных более легкокипящих углеводородных фракций, и остальная часть указанных более легкокипящих углеводородных фракций перерабатывается в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ.

4. Способ по п.3, дополнительно включающий переработку указанных С 5 - углеводородов в установках дегидрирования предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанных С 5 - углеводородов на поток, содержащий C 3 , и поток, содержащий С 4 , и подачу указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана соответственно.

5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий отделение водорода от указанных более легкокипящих углеводородных фракций и подачу отделенного таким образом указанного водорода в установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в предыдущую установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга; в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в указанную установку получения БТК и СНГ.

6. Способ по любому из пп.1-5, в котором указанное тяжелое углеводородное сырье выбрано из группы фракций установки атмосферной перегонки сырой нефти (ADU), например кубового потока, атмосферных газойлей, и из продуктов процессов нефтепереработки, например легкого рециклового газойля, из установки каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC) или тяжелой крекированной нафты.

7. Способ по любому из пп.1-6, дополнительно включающий переработку фракции, содержащей СНГ, произведенной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.

8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанным установкам гидрокрекинга в указанном каскаде предпочтительно предшествует установка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде.

9. Способ по любому из пп.1-8, в котором температура в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга в указанном каскаде, в частности в котором размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшается от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.

10. Способ по любому из пп.8, 9, в котором температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.

11. Способ по любому из пп.1-10, в котором конструкцию типа реактора установок гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа, в котором конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки предпочтительно представлена типом с неподвижным слоем, в котором конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга предпочтительно представлена типом реактора с кипящим слоем, в котором конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга предпочтительно представлена суспензионным типом.

12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кубовый поток из конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде рециркулируют к входу указанной конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

1. Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок гидрокрекинга, содержащий по меньшей мере две установки гидрокрекинга; крекинг указанного сырья в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде; разделение полученного крекированного потока на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов; подачу указанного кубового потока в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке гидрокрекинга в указанном каскаде отличаются друг от друга, причем температура осуществления процесса от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга в указанном каскаде увеличивается; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций, полученных из каждой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, используя их в качестве сырья для установки получения бензола, толуола и ксилолов (БТК) и сжиженного нефтяного газа (СНГ), причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке гидрокрекинга, используемой в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом каждая установка гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, а указанная установка гидрокрекинга, используемая в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе.

2. Способ по п.1, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.

3. Способ по п.1 или 2, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из указанных установок гидрокрекинга в указанном каскаде направляются в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С 5 - углеводороды, отделяется от указанных более легкокипящих углеводородных фракций, и остальная часть указанных более легкокипящих углеводородных фракций перерабатывается в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ.

4. Способ по п.3, дополнительно включающий переработку указанных С 5 - углеводородов в установках дегидрирования предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанных С 5 - углеводородов на поток, содержащий C 3 , и поток, содержащий С 4 , и подачу указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана соответственно.

5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий отделение водорода от указанных более легкокипящих углеводородных фракций и подачу отделенного таким образом указанного водорода в установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в предыдущую установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга; в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в указанную установку получения БТК и СНГ.

6. Способ по любому из пп.1-5, в котором указанное тяжелое углеводородное сырье выбрано из группы фракций установки атмосферной перегонки сырой нефти (ADU), например кубового потока, атмосферных газойлей, и из продуктов процессов нефтепереработки, например легкого рециклового газойля, из установки каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC) или тяжелой крекированной нафты.

7. Способ по любому из пп.1-6, дополнительно включающий переработку фракции, содержащей СНГ, произведенной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.

8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанным установкам гидрокрекинга в указанном каскаде предпочтительно предшествует установка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде.

9. Способ по любому из пп.1-8, в котором температура в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга в указанном каскаде, в частности в котором размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшается от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.

10. Способ по любому из пп.8, 9, в котором температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.

11. Способ по любому из пп.1-10, в котором конструкцию типа реактора установок гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа, в котором конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки предпочтительно представлена типом с неподвижным слоем, в котором конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга предпочтительно представлена типом реактора с кипящим слоем, в котором конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга предпочтительно представлена суспензионным типом.

12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кубовый поток из конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде рециркулируют к входу указанной конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде.


Евразийское 032566 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.06.28
(21) Номер заявки 201691714
(22) Дата подачи заявки 2014.12.23
(51) Int. Cl.
C10G 65/10 (2006.01) C10G 65/12 (2006.01) C10G 47/00 (2006.01) C10G 9/36 (2006.01)
(54)
СПОСОБ КОНВЕРСИИ ВЫСОКОКИПЯЩЕГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В БОЛЕЕ ЛЕГКОКИПЯЩИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ПРОДУКТЫ
(31) 14156630.7
(32) 2014.02.25
(33) EP
(43) 2016.12.30
(86) PCT/EP2014/079207
(87) WO 2015/128038 2015.09.03
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
САУДИ БЕЙСИК ИНДАСТРИЗ КОРПОРЕЙШН (SA); САБИК ГЛОУБЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ Б.В. (NL)
(72) Изобретатель:
Опринс Арно Йоханнес Мария (NL), Нарайанасвами Равичандер (IN), Уорд Эндрю Марк (GB)
(74) Представитель:
Чекалкин А.Ю., Фелицына С.Б. (RU)
(56) US-A-3317419 GB-A-1161725 US-A-3360456 GB-A-1020595 US-A-3660270 US-A1-2007112237 WO-A2-2008043066 US-A-5603824 US-A-4137147 US-A1-2003221990
(57) Изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии: подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок (установку) гидрокрекинга; крекинг указанного сырья в установке гидрокрекинга; разделение указанного крекированного сырья на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов; подачу указанного кубового потока такой установки гидрокрекинга в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке (установках) гидрокрекинга отличаются друг от друга, причем условия гидрокрекинга от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга меняются от наименее жестких к наиболее жестким; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций из каждой установки (установок) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ.
Настоящее изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу конверсии углеводородов, в частности, углеводородов, полученных в результате операций нефтепереработки, например в установке атмосферной перегонки или установке флюид-каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC), в более легкокипящие гидрокрекированные углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин.
Патент US 4137147 относится к способу получения этилена и пропилена из сырья, имеющего температуру перегонки ниже чем примерно 360°C и содержащего, по меньшей мере, нормальные и изопара-фины, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода в молекуле, в котором (а) сырье подвергают реакции гидрогенолиза в зоне гидрогенолиза, в присутствии катализатора; (b) выходящие потоки из реакции гид-рогенолиза подают в зону разделения, из которой отводятся (i) из верхней части - метан и, возможно, водород, (ii) фракция, состоящая, по существу, из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, и (iii) из нижней части - фракция, состоящая, по существу, из углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле; (с) только фракцию, состоящую, по существу, из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, подают в зону парового крекинга, в присутствии водяного пара, для превращения по меньшей мере части углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле в моноолефиновые углеводороды; фракцию, состоящую, по существу, из углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле, полученную из нижней части зоны разделения, подают во вторую зону гидрогенолиза, где она перерабатывается в присутствии катализатора, выходящий из второй зоны гидрогенолиза поток подают в зону разделения для отведения, с одной стороны, углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле, которые рециркулируют по меньшей мере частично во вторую зону гидрогенолиза, и, с другой стороны, фракции, состоящей, по существу, из смеси водорода, метана и насыщенных углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле; поток водорода и поток метана выделяют из смеси и подают в зону парового крекинга углеводороды смеси с 2 и 3 атомами углерода, вместе с фракцией, состоящей главным образом из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, полученными из зоны разделения после первой зоны гидрогенолиза. На выходе из зоны парового крекинга, таким образом, получают, помимо потока метана, потока водорода и потока парафиновых углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, олефины с 2 и 3 атомами углерода в молекуле и продукты по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле.
Патент US 3317419 относится к способу гидропереработки загружаемого углеводородного сырья, содержащего углеводороды, кипящие выше температурного интервала кипения бензина, где способ включает стадии (а) гидрокрекинга и гидропереработки указанного загружаемого сырья в смеси с водородом в первой реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки; (b) разделения выходящего потока обычно жидкого продукта из указанной первой реакционной зоны на первую легкую фракцию и более тяжелую фракцию; (с) объединения по меньшей мере части указанной первой легкой фракции со смесью углеводородов, и реакции полученной смеси с водородом при температуре в пределах указанного диапазона во второй реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки и поддерживаемой при менее жестких условиях конверсии, чем указанная первая зона; (d) разделения выходящего потока обычно жидкого продукта из указанной второй реакционной зоны на вторую легкую фракцию и гидроочищенную вторую тяжелую фракцию; (е) объединения по меньшей мере части указанной второй легкой фракции со смесью углеводородов, реакции полученной смеси с водородом в третьей реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки и поддерживаемой в условиях для осуществления гидрогенизационной гидропереработки указанной смеси при минимальном гидрокрекинге; и (f) разделения выходящего потока продукта из указанной третьей реакционной зоны на обычно газовую фазу и гидропереработанную третью тяжелую фракцию.
GB 1161725 относится к способу селективного получения углеводородов с температурным интервалом кипения бензина с помощью гидрокрекинга, включающему в себя: контактирование в условиях гидрокрекинга тяжелого нефтяного углеводородного сырья с катализатором гидрокрекинга на аморфном носителе и катализатором гидрокрекинга на цеолитном носителе, причем указанное контактирование осуществляется в последовательности слоев катализатора, где указанный катализатор на аморфном носителе отделен от указанного катализатора на цеолитном носителе, получение обычно жидкого выходящего потока из последнего слоя катализатора, выделение фракции с температурным интервалом кипения бензина из указанного жидкого выходящего потока, и рециркуляцию по меньшей мере части жидкого выходящего потока, кипящего при температуре выше бензинового диапазона для контактирования со слоем катализатора гидрокрекинга на аморфном носителе. Условия на первой стадии гидрокрекинга поддерживаются при температуре в диапазоне от 550 до 750°F и общем давлении в диапазоне от 1000 до 3000 фунт/кв.дюйм изб., тогда как условия на второй стадии гидрокрекинга являются сходными, т.е. поддерживаются при температуре в диапазоне от 550 до 750°F и общем давлении от 1000 до 2000 фунт/кв.дюйм изб.
Патент US 3360456 относится к способу гидрокрекинга углеводородов в две стадии для получения бензина при пониженном потреблении водорода, при этом температуры на первой стадии гидрокрекинга выше, чем температуры на второй стадии гидрокрекинга.
GB 1020595 относится к способу производства нафталина и бензола, который включает 1) пропускание исходного сырья, содержащего алкилзамещенные ароматические углеводороды, кипящие в диапазоне 200-600°F, и содержащего как алкилбензолы, так и алкилнафталины, в первую установку гидрокрекинга при температуре от 800 до 1100°F и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб., или в отсутствии катализатора при температуре от 1000 до 1100°F и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб.; 2) под-вергание продукта крекинга гидрокрекингу во второй установке гидрокрекинга или в присутствии катализатора при температуре от 900 до 1200°F и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб., или в отсутствие катализатора при температуре от 1100 до 1800°F и давлении от 50 до 2500 фунт/кв.дюйм изб.
Патент US 3660270 относится к способу производства бензина, который включает в себя гидрокрекинг нефтяного дистиллята в первой зоне конверсии; разделение выходящего потока из первой зоны конверсии на фракцию легкой нафты, вторую фракцию, имеющую начальную температуру от 180 до 280°F и конечную температуру кипения примерно от 500 до 600°F, и третью тяжелую фракцию; гидрокрекинг и дегидрирование второй фракции во второй зоне конверсии в присутствии катализатора и получение из второй зоны конверсии по меньшей мере одного продукта нафты.
Патентная заявка US № 2007/112237 относится к способу получения ароматических углеводородов и сжиженного нефтяного газа (СНГ) из углеводородной смеси, включающему следующие стадии: (а) введения смеси углеводородного сырья и водорода по меньшей мере в одну реакционную зону; (b) конверсии смеси углеводородного сырья в присутствии катализатора в (i) неароматическое углеводородное соединение, которое имеется в большом количестве в СНГ, посредством гидрокрекинга и в (ii) ароматическое углеводородное соединение, которое имеется в большом количестве в бензоле, толуоле и ксилолах (БТК), посредством деалкилирования/трансалкилирования в реакционной зоне; и (с) получения СНГ и ароматического углеводородного соединения, соответственно, из продуктов реакции стадии (b) посредством газожидкостной сепарации и перегонки.
WO 2008/043066 относится к способу получения одного или нескольких среднедистиллятных топ-лив, включающему (а) дегидрирование/ароматизацию потока парафинистой нафты в композицию, содержащую олефины и ароматические углеводороды; (b) подвергание олефинов и ароматических компонентов ароматическому алкилированию и (с) выделение алкилароматических углеводородов диапазона средних дистиллятов.
Патент US 5603824 относится к комбинированному способу гидропереработки, в котором гидрокрекинг, депарафинизация и обессеривание протекают в одном вертикальном реакторе с двумя слоями, при этом дистиллят разделяется на тяжелую и легкую фракции, тяжелая фракция подвергается гидрокрекингу и частичной десульфуризации в верхнем слое реактора, и выходящий поток из верхнего слоя затем объединяется с легкой фракцией и направляется нисходящим потоком в нижний слой реактора, где происходит депарафинизация для понижения температуры застывания и дополнительное обессеривание.
Патентная заявка US № 2003/221990 относится к способу получения легких продуктов, таких как газ и нафта, с помощью переработки керосина на второй ступени многоступенчатой установки гидрокрекинга, в котором керосин, дизельное топливо и нафту из других источников включают в рециркулят, и последующие ступени гидропереработки поддерживают при более низких давлениях, чем начальную ступень гидропереработки.
Традиционно сырую нефть перерабатывают перегонкой в несколько фракций, таких как нафта, газойли и тяжелые остатки. Каждая из этих фракций имеет ряд потенциальных областей применения, как например, производство транспортных топлив, таких как бензин, дизельное топливо и керосин, или как сырье для некоторых нефтехимических продуктов и других установок переработки.
Легкие фракции сырой нефти, такие как нафта и некоторые газойли, могут использоваться для получения легких олефинов и моноциклических ароматических соединений с помощью таких процессов, как паровой крекинг, в котором поток углеводородного сырья подвергается испарению и разбавлению водяным паром и после этого подвергается воздействию очень высокой температуры (800-860°C) в трубах печи (реактора) в течение короткого времени пребывания ( <1 с). В таком процессе молекулы углеводорода в сырье превращается (в среднем) в более короткие молекулы и молекулы с более низкими отношениями водорода к углероду (такие как олефины) по сравнению с молекулами сырья. Этот процесс также позволяет получать водород в качестве полезного побочного продукта и значительные количества менее ценных побочных продуктов, таких как метан и С9+ ароматические углеводороды и конденсированные ароматические соединения (содержащие два или более ароматических кольца с общими сторонами).
Как правило, более тяжелые (или более высококипящие) богатые ароматическими соединениями потоки, такие как тяжелые остатки, дополнительно перерабатываются на установке переработки сырой нефти для максимального увеличения выхода более легких (перегоняемых) продуктов из сырой нефти. Данная переработка может осуществляться с помощью таких процессов, как гидрокрекинг (при котором сырье для установки гидрокрекинга подвергается воздействию подходящего катализатора в условиях, которые приводят к расщеплению некоторой части молекул сырья на более короткие молекулы углеводородов при одновременном добавлении водорода). Гидрокрекинг тяжелых потоков нефтепереработки обычно проводится при высоких давлениях и температурах и, следовательно, требует высоких капитало
вложений.
Одним из аспектов такого сочетания перегонки сырой нефти с паровым крекингом более легких продуктов перегонки являются капитальные и другие затраты, связанные с фракционной перегонкой сырой нефти. Более тяжелые фракции сырой нефти (т.е. кипящие свыше ~350°C) относительно богаты замещенными ароматическими соединениями и, в особенности, замещенными конденсированными ароматическими соединениями (содержащими два или более ароматических кольца с общими сторонами), и в условиях парового крекинга эти вещества дают значительные количества тяжелых побочных продуктов, таких как С9+ ароматические соединения и конденсированные ароматические соединения. Таким образом, результатом традиционного сочетания перегонки сырой нефти и парового крекинга является то, что значительная часть сырой нефти, например 50 мас.%, не перерабатывается установкой парового крекинга, поскольку выход ценных продуктов из тяжелых фракций в результате крекинга не считается достаточно высоким.
Другой аспект традиционного гидрокрекинга тяжелых потоков нефтепереработки, таких как тяжелые остатки, заключается в том, что он, как правило, осуществляется в компромиссных условиях, которые выбирают для достижения желаемой общей конверсии. Поскольку потоки сырья содержат смесь соединений с различной легкостью крекинга, это приводит к тому, что какая-то часть перегоняемых продуктов, образованных при гидрокрекинге относительно легко крекируемых соединений, дополнительно конвертируется в условиях, необходимых для гидрокрекинга соединений, труднее поддающихся гидрокрекингу. Это увеличивает потребление водорода и трудности регулирования тепла, связанные с процессом. Это также увеличивает выход легких молекул, таких как метан, за счет более ценных соединений.
Патентные заявки US 2012/0125813, US 2012/0125812 и US 2012/0125811 относятся к способу крекинга тяжелого углеводородного сырья, включающему стадию испарения, стадию перегонки, стадию коксообразования, стадию гидропереработки и стадию парового крекинга. Например, патентная заявка US 2012/0125813 относится к способу парового крекинга тяжелого углеводородного сырья для производства этилена, пропилена, С4-олефинов, пиролизного бензина и других продуктов, в котором паровой крекинг углеводородов, т.е. смеси углеводородного сырья, такого как этан, пропан, нафта, газойль или другие углеводородные фракции, представляет собой некаталитический нефтехимический процесс, который широко используется для производства олефинов, таких как этилен, пропилен, бутены, бутадиен, и ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы.
Патентная заявка US 2009/0050523 относится к образованию олефинов с помощью термического крекинга в пиролизной печи жидкой неотбензиненной нефти и/или конденсата, полученного из природного газа, способом, который комбинирован с процессом гидрокрекинга.
Патентная заявка US 2008/0093261 относится к образованию олефинов с помощью термического крекинга углеводородов в пиролизной печи жидкой неотбензиненной нефти и/или конденсата, полученного из природного газа, способом, который комбинирован с установкой переработки сырой нефти.
Задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты.
Другой задачей настоящего изобретения является предложить способ получения легкокипящих углеводородных продуктов, которые могут использоваться в качестве сырья для дальнейшей химической переработки.
Еще одной задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипяще-го углеводородного сырья в ароматическую фракцию БТК (бензол, толуол, ксилолы) и фракцию СНГ, в котором указанная фракция СНГ может использоваться для получения легких олефинов.
Еще одной задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипяще-го углеводородного сырья в высокоценные продукты, в котором производство малоценных продуктов, таких как метан и С9+ ароматические соединения, сводится к минимуму.
Настоящее изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют:
подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок (установку) гидрокрекинга;
крекинг указанного сырья в установке гидрокрекинга;
разделение указанного крекированного сырья на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов;
подачу указанного кубового потока такой установки гидрокрекинга в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке (установках) гидрокрекинга отличаются друг от друга, причем условия гидрокрекинга от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга меняются от наименее жестких к наиболее жестким; и
переработку более легкокипящих углеводородных фракций из каждой установки (установок) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ, причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие
в указанной установке гидрокрекинга, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок (установке) гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга.
В соответствии с настоящим способом предпочтительно, чтобы более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга являлись углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.
В соответствии с настоящим изобретением углеводородное сырье, например, сырая нефть, подается в колонну фракционной перегонки (установка атмосферной перегонки), и материал, кипящий при температуре выше 218°C (температура кипения нафталина), подается в последовательность (или каскад) реакторов гидрокрекинга с диапазоном (с увеличением жесткости) рабочих условий/катализаторов и т.д., выбранных для максимального увеличения выхода материала, подходящего для получения СНГ и ароматических соединений БТК с помощью процессов гидрокрекинга, таких как процессы гидрокрекинга сырья (FHC) или гидрокрекинга бензина (GHC). После каждой ступени гидрокрекинга остающийся тяжелый материал (с температурой кипения > 218°C) отделяется от более легких продуктов, и только более тяжелые материалы подаются на следующую, более жесткую, ступень гидрокрекинга, в то время как более легкий материал отделяется и, таким образом, не подвергается дальнейшему гидрокрекингу. Этот более легкий материал (с температурой кипения <218°C) подается в процесс FHC или GHC для получения СНГ и ароматических соединений БТК. Продукты СНГ из установки GHC/FHC могут быть затем конвертированы в легкие олефины с помощью парового крекинга, процессов дегидрирования или комбинации указанных процессов. Настоящее изобретение будет описано более подробно в экспериментальной части данной заявки. Термин "установка гидрокрекинга бензина" или "GHC реактор" будет обсуждаться ниже. Термин "установка гидрокрекинга сырья" или "FHC реактор" также будет обсуждаться ниже.
Авторы настоящего изобретения оптимизировали каждую ступень каскада гидрокрекинга (с помощью выбора рабочих условий, типа катализатора и конструкции реактора) таким образом, что конечный выход целевых продуктов (углеводородного материала с температурой кипения выше, чем у метана, и ниже, чем у нафталина) был максимально увеличен, и капитальные и связанные эксплуатационные расходы были сведены к минимуму.
Термин "каскад установок (установка) гидрокрекинга", как он употребляется в настоящем документе, означает последовательность установок гидрокрекинга. Установки гидрокрекинга отделены друг от друга разделительной установкой, т.е. установкой, в которой крекированное сырье разделяется на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов. При этом кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов такой установки гидрокрекинга, является сырьем для последующей установки гидрокрекинга. Такая конструкция отличается от конструкции, в которой несколько слоев катализатора расположены вертикально, в которой выходящий поток из одного слоя направляется нисходящим потоком в другой слой, т.е. из верхнего слоя в нижний слой, поскольку в таком каскаде не используется промежуточная ступень отведения всего выходящего потока и разделения его на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов, причем кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов, является сырьем для последующей установки гидрокрекинга. Рассматриваемая здесь разделительная установка может содержать несколько секций разделения.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего способа более легкоки-пящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения выше, чем метан, и ниже, чем нафталин.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего способа каждая установка гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, и где установка гидрокрекинга, такая как указанная установка получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе. Фактически, каскад установок (установка) гидрокрекинга, работающих в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, расположен последовательно, в то время как установка гидрокрекинга, т.е. установка получения БТК и СНГ, работающая в условиях гидрокрекинга в газовой фазе, расположена параллельно по отношению к каскаду установок (установке) гидрокрекинга, работающих в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе.
Предпочтительно объединять более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга и перерабатывать данный объединенный поток в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ, причем указанная установка является предпочтительно установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке получения БТК и СНГ, т.е. условия гидрокрекинга в газовой фазе, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой установке каскада установок (установки) гидрокрекинга, т.е. условий гидрокрекинга в жидкой фазе.
В другом варианте осуществления предпочтительно направлять более легкокипящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга сначала в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С5- материал, отделяется от более легкокипящих углеводородных продуктов, и остальная часть более легкокипящих углеводородных продуктов перерабатывается как сырье для указанной установки
получения БТК и СНГ. Кроме того, предпочтительно дополнительно обрабатывать указанный С5- материал в установках дегидрирования, предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанного С5- материала на поток, содержащий C3, и поток, содержащий С4, и подачи указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана, соответственно.
В соответствии с вариантом осуществления предпочтительно отделять более легкую часть этого потока, т.е. более легкокипящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга, и перерабатывать только более тяжелую часть посредством GHC/FHC. Это связано с тем, что GHC/FHC предназначены для превращения совместно кипящих с БТК неароматических соединений (например, парафинов и олефинов) в соединения СНГ, которые могут отделяться и использоваться в качестве сырья для других нефтехимических установок (например, установок дегидрирования), и в чистые ароматические соединения БТК. Если соединения СНГ уже имеются в более легкокипящих углеводородных продуктах из установок гидрокрекинга, отсутствует необходимость в их переработке в установке GHC/FHC, также и по некоторым другим причинам (например, требуется более крупная установка).
Точная граница отделения для направления потока в GHC/FHC является в какой-то мере гибкой, поскольку данная установка может работать при наличии СНГ в сырье, и по-прежнему может быть полезно включать С5 соединения в сырье к GHC/FHC для их превращения в этан, пропан и бутан, которые могут использоваться в качестве сырья для установок дегидрирования. По этой причине предпочтительно включать разделитель (использующий традиционную технологию, такую как перегонка) сырья для
GHC/FHC.
В таком варианте осуществления существуют три целесообразных альтернативных границы разделения для более легкокипящих углеводородных продуктов. Первый предпочтительный вариант осуществления заключается в переработке всего потока в GHC/FHC без какого-либо разделения, что целесообразно, если уже имеется только небольшое количество СНГ, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. GHC/FHC.
Второй предпочтительный вариант осуществления относится к разделению более легкокипящих углеводородных продуктов на С5- часть и С6+ часть и к переработке С6+ части в GHC/FHC для получения чистого БТК и для конверсии любых С6+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть с помощью каких-либо других установок (не указаны), для которых она является хорошим сырьем.
Третий предпочтительный вариант осуществления относится к разделению более легкокипящих углеводородных продуктов на С4- часть (СНГ) и С5+ часть и к переработке С5+ части в GHC/FHC для получения чистого БТК и для конверсии любых С5+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (возможно, в сочетании с продуктом СНГ из GHC/FHC) в каких-либо других установках, возможно, после дополнительного разделения на С2, C3 и С4 соединения, например в установках парового крекинга этана и установках дегидрирования пропана-бутанов.
Настоящий способ дополнительно включает отделение водорода от более легкокипящих углеводородных продуктов и подачу отделенного таким образом водорода в установку гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом отделенный таким образом водород предпочтительно подается в предыдущую установку гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга.
В другом варианте осуществления также предпочтительно подавать отделенный таким образом водород в установку получения БТК и СНГ.
Углеводородное сырье может быть фракцией из установки атмосферной перегонки сырой нефти (ADU), например кубовым потоком или атмосферными газойлями, может быть продуктами процессов нефтепереработки, например легким рецикловым газойлем из установки FCC или тяжелой крекированной нафтой.
Настоящий способ дополнительно включает в себя дополнительную переработку фракции, содержащей СНГ, образованной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.
В определенных вариантах осуществления также могут быть указаны процессы алкилирования, каталитический крекинг высокой жесткости (включая FCC высокой жесткости), ароматизация легкой наф-ты (LNA), риформинг и мягкий гидрокрекинг. Выбор из указанных выше нефтехимических процессов, в числе прочего, зависит от состава легкокипящих углеводородных фракций. Если, например, получен поток, содержащий в основном С5, то установка дегидрирования пентана будет предпочтительной. Кроме того, такой поток, в основном содержащий С5, также может быть направлен в каталитический крекинг высокой жесткости (включая FCC высокой жесткости) для получения пропилена и этилена. Если, например, получен поток, содержащий в основном С6, то будут предпочтительны такие процессы, как ароматизация легкой нафты (LNA), риформинг и мягкий гидрокрекинг.
Настоящий каскад установок гидрокрекинга содержит предпочтительно по меньшей мере две установки гидрокрекинга, причем указанным установкам гидрокрекинга предпочтительно предшествует ус
тановка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга.
Кроме того, предпочтительно, чтобы температура в первой установке гидрокрекинга была ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга.
Кроме того, предпочтительно также, чтобы размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшался от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.
Конструкцию типа реактора настоящей установки (установок) гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа. Это может включать ряд различных процессов, например, идущих сначала в установке гидропереработки с неподвижным слоем, за которой следует установка гидрокрекинга с неподвижным слоем, за которой следует установка гидрокрекинга с кипящем слоем, за которой при необходимости следует установка гидрокрекинга с суспензионным слоем. Таким образом, конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки представлена типом с неподвижным слоем, конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга может быть представлена типом реактора с неподвижным слоем или типом реактора с кипящим слоем, и конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга может быть представлена реактором с кипящим слоем или реактором суспензионного типа.
В настоящем способе предпочтительно рециркулировать кубовый поток конечной установки гидрокрекинга к входу указанной конечной установки гидрокрекинга.
Технологические условия, преобладающие в установке получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой установке указанного каскада установок гидрокрекинга.
Настоящее изобретение также относится к применению углеводородов, имеющих температуру кипения ниже, чем нафталин, и образуемых в каскаде установок (установке) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ.
Указанное выше применение также включает извлечение водорода из выходящего потока (потоков) указанной установки получения БТК и СНГ и рециркуляцию извлеченного таким образом указанного водорода ко входу указанной установки получения БТК и СНГ.
Настоящий способ, таким образом, предпочтительно включает подачу потока, содержащего С5+, во вторую установку гидрокрекинга. Дополнительным преимуществом является возможность объединения предварительного нагрева С5+ сырья во вторую установку гидрокрекинга, выходящего из первой установки гидрокрекинга, с горячим выходящим потоком.
Используемый в настоящем документе термин "установка гидрокрекинга бензина" или "GHC" относится к установке для осуществления процесса гидрокрекинга, подходящей для превращения комплексного углеводородного сырья, которое относительно богато ароматическими углеводородными соединениями, такого как образованный нефтеперерабатывающей установкой легкий дистиллят, включающий без ограничения риформинг-бензин, FCC-бензин и пиролизный бензин (пиробензин), - в СНГ и БТК, при этом процесс оптимизирован для сохранения неразомкнутым одного ароматического кольца ароматических соединений, содержащихся в сырьевом потоке GHC, но с удалением большей части боковых цепей из ароматического кольца. Соответственно, основным продуктом, получаемым при гидрокрекинге бензина, является БТК, и процесс может быть оптимизирован для получения химически чистого БТК. Предпочтительно углеводородное сырье, которое направляют на гидрокрекинг бензина, содержит образованный нефтеперерабатывающей установкой легкий дистиллят. Более предпочтительно, углеводородное сырье, которое направляют на гидрокрекинг бензина, предпочтительно не содержит более 1% масс. углеводородов, имеющих более одного ароматического кольца. Предпочтительно условия гидрокрекинга бензина включают температуру 300-580°C, более предпочтительно 450-580°C и еще более предпочтительно 470-550°C. Более низких температур следует избегать, так как они способствуют гидрированию ароматического кольца. Однако в случае, когда катализатор содержит дополнительный элемент, который уменьшает гидрогенизационную активность катализатора, такой как олово, свинец или висмут, более низкие температуры могут быть выбраны для гидрокрекинга бензина; см., например, WO 02/44306 А1 и WO 2007/055488. В случае если температура реакции слишком высока, выход СНГ (особенно пропана и бутанов) снижается, а выход метана возрастает. Поскольку активность катализатора может снижаться в течение срока службы катализатора, предпочтительно повышать температуру реактора постепенно в течение всего срока службы катализатора для сохранения глубины переработки при гидрокрекинге. Это означает, что оптимальная температура в начале производственного цикла предпочтительно находится у нижнего предела диапазона температур гидрокрекинга. Оптимальная температура в реакторе будет расти, по мере того, как катализатор дезактивируется, так что в конце цикла (незадолго до
замены или регенерирования катализатора) температуру предпочтительно выбирают у верхнего предела диапазона температуры гидрокрекинга.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина потока углеводородного сырья осуществляется при давлении 0,3-5 МПа изб., более предпочтительно при давлении 0,6-3 МПа изб., особенно предпочтительно при давлении 1-2 МПа изб. и наиболее предпочтительно при давлении 1,2-1,6 МПа изб. С помощью повышения давления реактора конверсия С5+ неароматических соединений может быть увеличена, но это также повышает выход метана и гидрирование ароматических колец в циклогексановые соединения, которые могут быть крекированы в соединения СНГ. Это приводит к снижению выхода ароматических соединений при повышении давления, и поскольку некоторое количество циклогексана и его изомера метилцик-лопентана не подвергаются в полной мере гидрокрекингу, существует оптимум в чистоте полученного бензола при давлении 1,2-1,6 МПа.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина потока углеводородного сырья осуществляется при среднечасовой скорости подачи сырья (WHSV) 0,1-20 ч-1, более предпочтительно при среднечасовой скорости подачи сырья 0,2-10 ч-1 и наиболее предпочтительно при среднечасовой скорости подачи сырья 0,4-5 ч-1. Если объемная скорость слишком высока, не все совместно кипящие с БТК парафиновые компоненты подвергаются гидрокрекингу, так что будет невозможно достичь кондиционного БТК простой перегонкой продукта реактора. При слишком низкой объемной скорости выход метана повышается за счет пропана и бутана. С помощью выбора оптимальной среднечасовой скорости подачи сырья было неожиданно обнаружено, что достаточно полная реакция веществ, кипящих при той же температуре, что и бензол, является достижимой с получением кондиционного БТК без необходимости жидкого рециркулята.
Соответственно, предпочтительные условия гидрокрекинга бензина, таким образом, включают температуру 450-580°C, давление 0,3-5 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-20 ч-1. Более предпочтительные условия гидрокрекинга бензина включают температуру 470-550°C, давление 0,6-3 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,2-10 ч-1. Особенно предпочтительные условия гидрокрекинга бензина включают температуру 470-550°C, давление 1-2 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,4-5 ч-1.
Используемый в настоящем документе термин "установка гидрокрекинга сырья" или "FHC" относится к установке для осуществления процесса гидрокрекинга, подходящей для превращения комплексного углеводородного сырья, которое относительно богато нафтеновыми и парафиновыми углеводородными соединениями, такими как прямогонные фракции, включающие без ограничения нафту, в СНГ и алканы.
Предпочтительно углеводородное сырье, которое подлежит гидрокрекингу сырья, содержит нафту. Соответственно, основной продукт, полученный с помощью гидрокрекинга сырья, представляет собой СНГ, который подлежит конверсии в олефины (т.е. подлежит использованию в качестве сырья для конверсии алканов в олефины). Процесс FHC может быть оптимизирован для сохранения неразомкнутым одного ароматического кольца ароматических соединений, содержащихся в сырьевом потоке FHC, но с удалением большей части боковых цепей из ароматического кольца. В таком случае условия процесса, которые будут использоваться для FHC, сопоставимы с условиями процесса, которые будут использоваться в процессе GHC, описанном в данном документе выше. В качестве альтернативы, процесс FHC может быть оптимизирован для размыкания ароматического кольца ароматических углеводородов, содержащихся в сырьевом потоке FHC. Это может быть достигнуто с помощью модификации процесса GHC, как описано в настоящем документе, с помощью увеличения гидрирующей активности катализатора, при необходимости в сочетании с выбором более низкой температуры процесса, при необходимости в сочетании с пониженной объемной скоростью. В таком случае, предпочтительные условия гидрокрекинга сырья соответственно включают температуру 300-550°C, давление 300-5000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-20 ч-1. Более предпочтительные условия гидрокрекинга сырья включают температуру 300-450°C, давление 300-5000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-10 ч-1. Еще более предпочтительные условия FHC, оптимизированные для размыкания кольца ароматических соединений, включают температуру 300-400°C, давление 600-3000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,2-5 ч-1.
Используемый в настоящем документе термин "С# углеводороды", или "С#", где "#" является положительным целым числом, используется для описания всех углеводородов, имеющих # атомов углерода. Кроме того, термин "С#+ углеводороды", или "С#+", используется для описания всех молекул углеводородов, имеющих # или более атомов углерода. Соответственно, термин "С5+ углеводороды", или "С5+", используется для описания смеси углеводородов, имеющих 5 или более атомов углерода. Термин "С5+ алканы" соответственно относится к алканам, содержащим 5 или более атомов углерода. Соответственно, термин "С#-минус углеводороды" или "С#-минус" используется для описания смеси углеводородов, имеющих # или менее атомов углерода, и включает водород. Например, термин "С2-" или "С2 минус" относится к смеси этана, этилена, ацетилена, метана и водорода. Наконец, термин "смесь С4" используется для описания смеси бутанов, бутенов и бутадиена, т.е. н-бутана, изобутана, 1-бутена, цис- и транс-2-бутена, изобутена и бутадиена.
Используемый в настоящем документе термин "олефин" имеет общепринятое значение. Соответст
венно, олефин относится к ненасыщенному углеводородному соединению, содержащему по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь. Предпочтительно термин "олефины" относится к смеси, содержащей два или более соединения из этилена, пропилена, бутадиена, бутилена-1, изобутилена, изопрена и циклопентадиена.
Термин "СНГ", используемый в настоящем документе, является общепринятым сокращением термина "сжиженный нефтяной газ". СНГ обычно состоит из смеси углеводородов, т.е. смеси из C3 и С4 углеводородов.
Одним из нефтехимических продуктов, получаемых в способе настоящего изобретения, является БТК (ВТХ). Термин "БТК", используемый в настоящем документе, относится к смеси из бензола, толуола и ксилолов. Предпочтительно продукт, полученный в способе настоящего изобретения, содержит также ценные ароматические углеводороды, такие как этилбензол. Соответственно, настоящее изобретение предпочтительно предлагает способ получения смеси бензола, толуола, ксилолов и этилбензола ("ВТХЕ", "БТЭК"). Полученный продукт может быть физической смесью разных ароматических углеводородов или может быть непосредственно подвергнут дополнительному разделению, например, с помощью перегонки, для получения различных потоков очищенных продуктов. Такой поток очищенных продуктов может включать в себя поток бензольного продукта, поток толуольного продукта, поток ксилоль-ного продукта и/или поток этилбензольного продукта.
Настоящее изобретение будет описано более подробно ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые или подобные элементы обозначены одинаковыми номерами позиций.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение варианта осуществления способа изобретения.
На фиг. 2 представлено схематическое изображение другого варианта осуществления способа изобретения.
На фиг. 1, схематически изображающей способ и установку 1, показана подаваемая сырая нефть 1, установка 2 атмосферной перегонки для разделения сырой нефти на поток 29, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Кубовый поток 3, выходящий из установки 2 перегонки, подается в установку 4 гидропереработки, например в установку гидропереработки, при этом очищенные там углеводороды 5 направляются в разделительную установку 6, производящую газообразный поток 7 и кубовый поток 13, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина или выше. Поток 7 дополнительно разделяется в разделительной установке 8 на поток 9, содержащий водород, и кубовый поток 12, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток 13 подается в установку 15 гидрокрекинга, и выходящий из нее поток 16 направляется в разделительную установку 17, производящую газообразный поток 18 и кубовый поток 20, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина и выше. Поток 18 дополнительно разделяется в разделительной установке 19 на поток 14, содержащий водород, и поток 21, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Подпиточный водород обозначен ссылочной позицией 10. Выходящий поток 20 из разделительной установки 17 направляется в следующую установку 22 гидрокрекинга, и ее выходящий поток 23 направляется в разделительную установку 24, производящую головной поток 44 и кубовый поток 27. Головной поток 44 дополнительно разделяется в разделительной установке 38 на поток 26, содержащий водород, и кубовый поток 28, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток, содержащий водород, выходящий из разделительной установки 38, направляется в компрессор 11 и возвращается ко входу установки 22 гидрокрекинга. Такой же рецикл водорода применяется и для потоков 9, 14. Головной поток, выходящий из установки 2 перегонки, и потоки 12, 21 и 28 объединяются в виде потока 29, при этом поток 29 непосредственно направляется в установку 30 гидрокрекинга. Переработка всего потока 29 в установке 30 без какого-либо разделения целесообразна, если только небольшое количество СНГ уже имеется в потоке 29, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. установки 30 гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 в разделительной установке 60 на С5- часть (поток 61) и С6+ часть (поток 62) и перерабатывать С6+ часть в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых С6+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть с помощью каких-либо других установок (не указаны), для которых она является хорошим сырьем.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 на С4- часть (СНГ) (поток 61) и С5+ часть (поток 62) и перерабатывать С5+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых С5+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (поток 61, возможно, в сочетании с продуктом СНГ из установки 30, т.е. потоком 36), в каких-либо других установках, например, установках дегидрирования пропана/бутана.
Выходящий поток 31 из установки гидрокрекинга 30 направляется в разделительную установку 32, производящую головной поток 33 и кубовый поток 35, главным образом содержащий БТК. Головной поток 33 дополнительно разделяется в разделительной установке 34 на поток 36, содержащий СНГ, и головной поток 37, содержащий водород. Поток 37 рециркулируют ко входу установки 30 гидрокрекин
га.
На фиг. 2 показаны способ и установка, обозначенные ссылочной позицией 2, где сырая нефть 1 направляется в установку 2 перегонки и разделяется на головной поток 29 и кубовый поток 3. Кубовый поток 3 направляется в установку 4 гидрокрекинга, в частности в установку гидропереработки, дающую выходящий поток 5. Выходящий поток 5 направляется в разделительную установку 6, производящую головной поток 7 и кубовый поток 13, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина и выше. Головной поток 7 дополнительно разделяется в разделительной установке 8 на головной поток 40, в основном содержащий водород, и кубовый поток 12, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток 13 направляется в первую установку 15 гидрокрекинга, дающую выходящий поток 16. Выходящий поток 16 направляется в разделительную установку 17, производящую головной поток 18 и кубовый поток 20. Поток 18 дополнительно разделяется в разделительной установке 19, дающей поток 43, содержащий водород. Поток 43 на фиг. 2 рециркулируют к входу установки 4 гидрокрекинга. Кубовый поток 21 разделительной установки 19 объединяется с головным потоком 29 из установки 2 и направляется в установку 30 гидрокрекинга.
Переработка всего потока 29 в установке 30 без какого-либо разделения целесообразна, если только небольшое количество СНГ уже имеется в потоке 29, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. установки 30 гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 перед поступлением в установку 30 на С5- часть (поток 61) и С6+ часть (поток 62) и перерабатывать С6+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых неароматических соединений С6+ в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть (поток 61) с помощью каких-либо других установок (не указаны), для которых это является хорошим сырьем.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 перед поступлением в установку 30 на С4- часть (поток 61) (СНГ) и С5+ часть (поток 62) и перерабатывать С5+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых неароматических соединений С5+ в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (поток 62, возможно, в сочетании с продуктом СНГ из установки 30, т.е. потоком 36), в каких-либо других установках (например, установках дегидрирования пропана/бутана).
Кубовый поток 20 из разделительной установки 17 направляется во вторую установку 22 гидрокрекинга, производящую выходящий поток 23. Выходящий поток 23 дополнительно разделяется в разделительной колонне 24 на головной поток 45 и кубовый поток 27, относящийся к тяжелому пеку. Часть потока 27 рециркулируют в виде потока 25 ко входу второй установки 22 гидрокрекинга. В разделительной колонне 38 головной поток 45 дополнительно разделяется на головной поток 42, в основном содержащий водород, и кубовый поток 28, в основном содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем температура кипения нафталина. Поток 42, содержащий водород, рециркулируют ко входу установки 15 гидрокрекинга. Головной поток 40, выходящий из разделительной колонны 8, объединяется с водородной подпиткой 10 и образует поток 41 в качестве входящего потока установки 30 гидрокрекинга. Поток 31, выходящий из установки 30 гидрокрекинга, дополнительно разделяется в разделительной установке 32 на головной поток 33 и кубовый поток 35, содержащий БТК. Головной поток 33 дополнительно разделяется в разделительной колонне 34 на поток 36, в основном содержащий СНГ.
В соответствии с другим вариантом осуществления предпочтительно изменить конструкцию установок 30, 32 и 33 для конверсии ароматических и нафтеновых соединений в потоке 29 (содержащем материал из потоков 12, 21 и 28) в СНГ. Данный вариант осуществления может быть определен как "косвенный" способ, поскольку каждая установка гидрокрекинга в каскаде образует некоторое количество СНГ материала, но также и другие соединения, которые конвертируются в СНГ во второй установке гидрокрекинга. Это будет означать работу установки 30 гидрокрекинга при пониженной температуре и повышенном парциальном давлении водорода. Существует изменение в секции перегонки данной установки, так как можно или исключить колонну 32 (поскольку отсутствует поток 35 продукта БТК) или использовать колонну 32 как способ рециркуляции более тяжелого материала, чем СНГ (поток 35), обратно в реактор (установку 30). В этом способе работы можно было бы продолжать использовать реакторы и системы разделения для других установок гидрокрекинга, как было описано выше.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют
подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок гидрокрекинга, содержащий по меньшей мере две установки гидрокрекинга;
крекинг указанного сырья в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде;
разделение полученного крекированного потока на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов;
подачу указанного кубового потока в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке гидрокрекинга в указанном каскаде отличаются друг от друга, причем температура осуществления процесса от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга в указанном каскаде увеличивается; и
переработку более легкокипящих углеводородных фракций, полученных из каждой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, используя их в качестве сырья для установки получения бензола, толуола и ксилолов (БТК) и сжиженного нефтяного газа (СНГ), причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке гидрокрекинга, используемой в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом каждая установка гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, а указанная установка гидрокрекинга, используемая в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе.
2. Способ по п.1, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.
3. Способ по п.1 или 2, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из указанных установок гидрокрекинга в указанном каскаде направляются в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С5- углеводороды, отделяется от указанных более легкокипящих углеводородных фракций, и остальная часть указанных более легкокипящих углеводородных фракций перерабатывается в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ.
4. Способ по п.3, дополнительно включающий переработку указанных С5- углеводородов в установках дегидрирования предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанных С5- углеводородов на поток, содержащий C3, и поток, содержащий С4, и подачу указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана соответственно.
5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий отделение водорода от указанных более легкокипящих углеводородных фракций и подачу отделенного таким образом указанного водорода в установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в предыдущую установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга; в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в указанную установку получения БТК и СНГ.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором указанное тяжелое углеводородное сырье выбрано из группы фракций установки атмосферной перегонки сырой нефти (ADU), например кубового потока, атмосферных газойлей, и из продуктов процессов нефтепереработки, например легкого рециклового газойля, из установки каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC) или тяжелой крекированной нафты.
7. Способ по любому из пп.1-6, дополнительно включающий переработку фракции, содержащей СНГ, произведенной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанным установкам гидрокрекинга в указанном каскаде предпочтительно предшествует установка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде.
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором температура в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга в указанном каскаде, в частности
2.
в котором размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшается от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
10. Способ по любому из пп.8, 9, в котором температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.
11. Способ по любому из пп.1-10, в котором конструкцию типа реактора установок гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа, в котором конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки предпочтительно представлена типом с неподвижным слоем, в котором конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга предпочтительно представлена типом реактора с кипящим слоем, в котором конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга предпочтительно представлена суспензионным типом.
12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кубовый поток из конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде рециркулируют к входу указанной конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде.
032566
- 1 -
(19)
032566
- 1 -
(19)
032566
- 1 -
(19)
032566
- 9 -