Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки

Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки

Иллюстрации

Показать все

Реферат

По данной заявке заявляется приоритет по ранее поданным заявкам на патент США №12/967773 и №12/967792, поданным 14.12.2010.

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к каталитической гидрообработке углеводородов для получения полезных углеводородных продуктов. В частности, изобретение относится к каталитической обработке и получению полезных углеводородных продуктов, таких как дизельное топливо.

Нефтеперерабатывающие заводы в большинстве случаев производят требуемые продукты, такие как топливо для газовых турбин, дизельное топливо, средние дистилляты, и в том числе углеводороды бензинового интервала температуры кипения, посредством гидрообработки углеводородного сырья, полученного из сырой нефти или ее тяжелых фракций. Гидрообработка может включать, например, гидрокрекинг, гидроочистку, гидроизомеризацию, гидродесульфуризацию и тому подобные процессы.

Исходным сырьем, подвергаемым гидрообработке, могут быть вакуумные газойли, тяжелые газойли и другие углеводородные потоки, извлеченные из сырой нефти с помощью перегонки. Например, типичный тяжелый газойль содержит существенную часть углеводородных компонентов, кипящих при температуре выше 371°C (700°F), обычно, по меньшей мере, 50 масс.% компонентов, кипящих при температуре выше 371°C (700°F), а типичный вакуумный газойль обычно имеет температуру кипения в интервале от 315°C (600°F) до 565°C (1050°F).

Гидрообработка представляет собой технологический процесс, в котором используют водородсодержащий газ с подходящим катализатором (катализаторами) для конкретного применения. Во многих случаях гидрообработка обычно сопровождается контактированием в реакторе или реакционной зоне выбранного для обработки сырья с подходящим катализатором, осуществляемым в условиях повышенных температуры и давления и в присутствии водорода.

Гидрокрекинг является видом гидрообработки, который обычно сопровождается контактированием в реакторе гидрокрекинга или зонах гидрокрекинга газойля или другого обрабатываемого сырья с подходящим катализатором гидрокрекинга, осуществляемым в условиях повышенных температуры и давления и в присутствии водорода с тем, чтобы обеспечить получение на нефтеперерабатывающем заводе продукта, содержащего состав углеводородных продуктов, желательных для владельца нефтеперерабатывающего завода. На выход продуктов гидрокрекинга оказывают влияние условия проведения процесса в реакторе гидрокрекинга и используемые катализаторы гидрокрекинга.

В результате гидрообработки и, в частности, гидрокрекинга образуются соединения, известные как тяжелые полициклические ароматические соединения (ТПАС), которые создают определенные проблемы. К полициклическим ароматическим соединениям (ПАС) относятся соединения, которые имеют два или большее число ароматических колец. Соединениями ТПАС обычно называют соединения с шестью или большим числом ароматических колец и часто - с одиннадцатью или более ароматическими кольцами. ТПАС могут накапливаться в линии рециркуляции процесса гидрообработки и ускорять дезактивацию катализатора.

В патентном документе US 6379535 описан способ каталитического гидрокрекинга с использованием фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции, предназначенной для извлечения потоков низкокипящих углеводородных продуктов, потока жидкого рециклового продукта и отводимого снизу потока, содержащего тяжелые полициклические ароматические соединения (ТПАС). Во фракционирующую колонну, выполненную с разделением корпуса на секции, поступает только один внешний сырьевой поток продукта. Часть кубового продукта, отводимого снизу колонны фракционирования, разделенной на секции, направляют к другой стороне разделенного на секции корпуса, где поток используют для отгонки более легких фракций от кубового продукта с получением остатка в виде потока концентрированного кубового продукта, содержащего ТПАС. В патентном документе US 6379535 также описана подобная схема, с использованием разделенного на секции корпуса для получения концентрированного кубового продукта, содержащего ТПАС. Однако во фракционирующую колонну с разделенным на секции корпусом поступают два внешних потока сырьевого продукта, а именно, сырьевой поток более легкого продукта и сырьевой поток более тяжелого продукта, которые оба являются внешними сырьевыми потоками, подводимыми к противоположным сторонам фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции. Сырьевой поток более тяжелого продукта, отведенный из сепаратора выше по потоку от фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции, освобождают от более легких фракций путем отпаривания с концентрированием ТПАС в потоке жидкости.

Количество пара, необходимое для отпаривания более легких материалов из ТПАС во фракционирующей колонне, корпус которой разделен на секции, является существенным фактором. С учетом значительной потребности в паре для отпаривания, подводимого с другой стороны разделенной на секции фракционирующей колонны, для отпаривания более легких материалов из основного сырьевого потока, подводимого к колонне, потребность в паре является весьма значительной. Потребность в паре имеет значение для выбора размеров колонны фракционирования продукта и для системы с конденсатором на верху колонны. Кроме того, желательно, чтобы фракционирующая колонна эффективно обеспечивала извлечение определенных погонов.

Сущность изобретения

Желательно уменьшить общее количество пара для отпаривания, необходимого для колонны фракционирования продукта. Необходимы также более эффективные способы и установки для извлечения ТПАС из гидрообработанных продуктов.

В соответствии с одним аспектом настоящее изобретение относится к способу и установке для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока, включающим подачу гидрообработанного потока, содержащего ТПАС, во вторую секцию фракционирующей колонны, в которой имеется также первая секция. Во вторую секцию подают пар для отпаривания более легких углеводородов из гидрообработанного потока и получения освобожденного от легких компонентов гидрообработанного потока и обогащенных паров для отпаривания. Освобожденный от легких компонентов гидрообработанный поток отводят из второй секции, и он имеет большее содержание ТПАС, чем гидрообработанный поток, подаваемый во вторую секцию. Пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами, отводится из второй секции. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляют в первую секцию фракционирующей колонны.

В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к способу фракционирования гидрообработанного потока, включающему подачу первого гидрообработанного потока, содержащего ТПАС, во фракционирующую колонну. Тяжелые фракции первого гидрообработанного потока освобождают от легких компонентов в первой секции фракционирующей колонны. Второй гидрообработанный поток подают во вторую секцию фракционирующей колонны. Во вторую секцию подают пар для отпаривания легких компонентов и получают отпаренный гидрообработанный поток, освобожденный от легких компонентов, и поток обогащенного пара для отпаривания. Гидрообработанный поток, освобожденный от легких компонентов, отводится из второй секции с более высоким содержанием ТПАС, чем во втором гидрообработанном потоке, подаваемом во вторую секцию. Из второй секции отводится пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляется в первую секцию для отпаривания легких веществ из тяжелых фракций первого гидрообработанного потока.

В соответствии с еще одним аспектом настоящее изобретение относится к способу гидрообработки потока углеводородов, включающему контактирование потока углеводородов с водородом и катализатором гидрообработки в условиях гидрообработки и получение гидрообработанного выходящего потока. Гидрообработанный выходящий поток разделяют с получением первого гидрообработанного потока. Указанный первый гидрообработанный поток направляют во фракционирующую колонну, содержащую первую секцию и вторую секцию. Второй гидрообработанный поток, содержащий ТПАС, направляют во вторую секцию. Во вторую секцию подают пар для отпаривания легких углеводородов от второго гидрообработанного потока и получения гидробработанного потока, освобожденного от легких фракций и обогащенного пара для отпаривания. Гидробработанный поток, освобожденный от легких фракций, отводится из второй секции с более высоким содержанием ТПАС по сравнению с гидрообработанным потоком, который подают во вторую секцию. Пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами, отводится из второй секции. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляют в первую секцию фракционирующей колонны.

В соответствии с аспектом, касающимся установки, настоящее изобретение относится к установке для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока. Установка содержит фракционирующую колонну с входным патрубком подачи сырья в колонну. Первая секция и вторая секция, обе, расположены в нижней части колонны. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Кроме того, пар для отпаривания из второй секции в первую секцию направляется посредством канала.

В соответствии с другим воплощением установки настоящее изобретение относится к фракционирующей колонне для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока. Фракционирующая колонна содержит первый входной патрубок подачи сырья в колонну. В нижней части колонны расположены первая секция и вторая секция. Во второй секции имеется второй входной патрубок подачи сырья. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Наконец, пар для отпаривания из второй секции в первую секцию направляется посредством канала.

В соответствии с другим воплощением установки настоящее изобретение относится к установке для гидрообработки углеводородного сырья, содержащей реактор гидрообработки, в котором сырье контактирует с катализатором гидрообработки в условиях гидрообработки. Фракционирующая колонна сообщается по текучей среде с реактором гидрообработки. В колонне имеется входной патрубок подачи сырья. В нижней части колонны расположены первая секция и вторая секция. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Наконец, пар для отпаривания направляется из второй секции в первую секцию посредством канала.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - принципиальная схема технологического процесса в соответствии с одним воплощением настоящего изобретения.

Фиг.2 - принципиальная схема технологического процесса в соответствии с альтернативным воплощением настоящего изобретения.

Термин «сообщение» означает, что при функционировании установки между перечисленными компонентами схемы установки обеспечивается поток материала.

Термин «сообщение ниже по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего к объекту взаимодействия, может при сообщении ниже по потоку проходить от субъекта взаимодействия, с которым сообщается указанный объект.

Термин «сообщение выше по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего от субъекта взаимодействия, может при сообщении выше по потоку проходить к объекту взаимодействия, с которым сообщается указанный субъект.

Термин «непосредственное сообщение» означает, что поток от расположенного выше по потоку элемента установки входит в элемент, находящийся ниже по потоку, не претерпевая изменения состава вследствие физического фракционирования или химической конверсии.

Термин «колонна» означает дистилляционную колонну или колонну, предназначенную для отделения из материала одного или большего числа компонентов с различной испаряемостью, которая может содержать кипятильник, размещенный внизу колонны, и конденсатор, расположенный на верху этой колонны. Если не оговорено иное, каждая колонна содержит конденсатор на верху колонны, служащий для конденсирования и возврата части отводимого сверху потока обратно вверх колонны, и кипятильник в нижней части колонны для испарения и направления части отводимого снизу потока обратно в нижнюю часть колонны. Отпарные колонны (стриппинг-колонны) снабжены только конденсатором сверху колонны и обычно не содержат кипятильника. Сырье, направляемое в колонны, может быть предварительно нагрето. Давление вверху колонны представляет собой давление паров, отводимых с верха колонны. Кубовая температура представляет собой выходную температуру кубовой жидкости.

Трубопроводы для верхних паров их колонны и трубопроводы для кубового продукта относятся к общим трубопроводным линиям, проходящим от колонны и после конденсации или кипячения обратно в колонну.

Используемый в данном описании термин «поток, обогащенный компонентом» означает обогащенный поток, выходящий из реактора и имеющий большее содержание компонента, чем в потоке сырья, поступающего в реактор.

Используемый в данном описании термин «поток, обедненный компонентом» означает обедненный поток, выходящий из реактора и имеющий меньшее содержание компонента, чем в потоке сырья, поступающего в реактор.

Используемый здесь термин «температура начала кипения» означает истинную точку кипения (ТВР), вычисленную по методу ASTM D-2892, в тех случаях, если не указано, что температуру начала кипения следует вычислять, используя другой метод, такой как метод ASTM D-86.

Осуществление изобретения

Авторы изобретения обнаружили, что потребность в паре для отпаривания, необходимом для функционирования секции освобождения легких фракций из ТПАС, сравнима с потребностью в паре для нижней зоны отпаривания колонны фракционирования продукта. Таким образом, способ согласно настоящему изобретению направлен на использование пара из секции отпаривания из ТПАС легких фракций в качестве пара отпаривания для нижней зоны колонны фракционирования продукта, вместо использования двух различных вводов пара для отпаривания в колонну. Вместо отвода паров из секции отпаривания из ТПАС легких фракций во внутренний объем колонны фракционирования продукта, в котором сырье быстро испаряется, пары направляются ниже контактных тарелок нижней зоны отпаривания колонны фракционирования продукта и могут затем служить в качестве средства отпаривания легких фракций для нижней зоны отпаривания колонны фракционировании продукта. Это в значительной степени снижает общую потребность колонны в паре для отпаривания и минимизирует диаметр колонны и размеры системы конденсирования продукта, отводимого с верха колонны. Неожиданно было также обнаружено, что разработанная схема улучшает эффективность разделения в колонне, возможно, за счет увеличения отношения жидкость-пар выше выхода для сырья.

Способ и установка в соответствии с изобретением являются, в частности, эффективными для гидрообработки углеводородного нефтепродукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы, для получения продукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы с более низкой средней температурой кипения и более низким средним молекулярным весом. Углеводородное исходное сырье, которое может быть подвергнуто гидрообработке с помощью способа согласно изобретению, включает все минеральные масла и синтетические масла (например, нефть битуминозных фланцев, продукты битуминозных песков и т.п.) и их фракции. Примеры исходного углеводородного сырья включают углеводородное сырье, содержащее компоненты, кипящие при температуре выше 288°C (550°F), такое как атмосферный газойль, вакуумный газойль, деасфальтизированный, вакуумный и атмосферный остаток прямой перегонки, гидроочищенные или умеренно подвергнутые гидрокрекингу остаточные масла, дистилляты коксования, дистилляты прямой перегонки, деасфальтизированные растворителем масла, масла-производные пиролиза, высококипящие синтетические масла, масла каталитического крекинга (рецикловые газойли) и дистилляты каталитического крекинга. Предпочтительным сырьем гидрокрекинга является газойль или другая углеводородная фракция, содержащая, по меньшей мере, 50 масс.%, и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 75 масс.% от ее компонентов, кипящих при температурах выше точки конца кипения (температуры выкипания) желаемого продукта, при этом указанная точка конца кипения в случае тяжелого бензина обычно находится в интервале от 193°C до 216°C (от 380° до 420°F). Один из предпочтительных видов исходного сырья, включающего газойль, будет содержать углеводородные компоненты, которые кипят при температуре выше 288°C (550°F), при этом наилучшие результаты достигаются с исходным сырьем, содержащим, по меньшей мере, 25 объем.% компонентов, кипящих в интервале от 316°C до 538°C (от 600° до 1000°F).

Кроме того, в число исходного сырья входят нефтяные дистилляты, в которых, по меньшей мере, 90 процентов компонентов выкипает в интервале от 149°C до 427°C (от 300° до 800°F). Нефтяные дистилляты могут быть очищены для получения как легких фракций бензина с температурой кипения, например, в интервале от 10°C до 85°C (от 50° до 185°F), так и тяжелых фракций бензина, кипящих, например, в интервале температур от 85°C до 204°C (от 185° до 400°F).

На фиг.1 и фиг.2 способ и установка, соответствующие настоящему изобретению, иллюстрируются с помощью упрощенной технологической схемы, на которой такие составляющие, как насосы, контрольно-измерительные приборы и аппаратура, контуры теплообмена и утилизации тепла, компрессоры и подобное комплектующее оборудование, не показаны как несущественные для лучшего понимания используемого технического решения. Использование такого вспомогательного оборудования различного назначения находится в пределах компетенции специалиста в данной области техники.

На фиг.1 представлено описанное ниже первое воплощение настоящего изобретения, которое является полезным для подачи одного гидрообработанного потока сырья во фракционирующую колонну для извлечения ТПАС. В этом первом воплощении поток исходного углеводородного сырья, который может содержать вакуумный газойль (ВГО) и тяжелый газойль коксования (ТГОК), вводят в технологический процесс и установку посредством трубопровода 1, и после этого к нему подмешивают указанный выше поток рециркулирующих жидких углеводородов, транспортируемых по трубопроводу 24. Полученную смесь транспортируют через трубопровод 2 и смешивают с рециркулирующим богатым водородом газом, транспортируемым по трубопроводу 35. Затем эту результирующую смесь транспортируют по трубопроводу 3 в реактор 4 гидрообработки и приводят в контакт с катализатором гидроочистки и водородом в условиях реакции гидроочистки для осуществления денитрирования и сероочистки сырьевого потока. Предпочтительные параметры реакции гидроочистки включают температуру в интервале от 204°C до 482°C (от 400° до 900°F), давление от 3447 до 17237 кПа (от 500 до 2500 psig), часовую объемную скорость свежего углеводородного исходного сырья от 0,1 час^-1 до 10 час^-1 с использованием катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.

Используемый в настоящем описании термин «гидроочистка» относится к технологическим процессам, в которых используют водородсодержащий обрабатывающий газ в присутствии подходящего катализатора, который является активным главным образом для удаления гетероатомов, таких как азот и сера, и для гидрогенизации, в некоторой степени, ароматических соединений. Некоторыми катализаторами гидроочистки, подходящими для использования в настоящем изобретении, являются любые общеизвестные традиционные катализаторы гидроочистки, которые включают, по меньшей мере, один металл Группы VIII Периодической таблицы, предпочтительно железо, кобальт и никель, более предпочтительно кобальт и/или никель и, по меньшей мере, один металл Группы VI, предпочтительно молибден и вольфрам, на материале-носителе с высокой удельной поверхностью, которым предпочтительно является оксид алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы из благородных металлов, которые выбирают из палладия и платины. В пределах объема настоящего изобретения в одном и том же реакторе может быть использован более чем один тип катализатора гидроочистки. Металл Группы VIII обычно присутствует в количестве, находящемся в интервале от 2 до 20 масс.%, предпочтительно от 4 до 12 масс.%. Металл Группы VI обычно присутствует в количестве, находящемся в интервале от 1 до 25 масс.%, предпочтительно от 2 до 25 масс.%. Типичный интервал температур гидроочистки составляет от 204°C до 482°C (от 400° до 900°F) при давлении в интервале от 3447 до 17237 кПа (от 500 до 2500 psig), предпочтительно от 3447 до 13790 кПа (от 500 до 2000 psig).

В одном воплощении настоящего изобретения полученный выходящий поток из реакционной зоны гидроочистки затем вводят в реакционную зону гидрокрекинга, которая также может находиться внутри реактора 4 гидрообработки. Зона гидрокрекинга может содержать один или большее число слоев одного и того же катализатора или различных катализаторов. В одном воплощении, когда предпочтительными продуктами являются средние дистилляты, предпочтительные катализаторы гидрокрекинга используют аморфные основы или основы низкоуровневого цеолита, скомбинированного с одним или большим количеством гидрогенизирующих компонентов из металла Группы VIII или Группы VI. В другом воплощении, когда предпочтительными продуктами являются продукты в интервале кипения бензина, зона гидрокрекинга содержит катализатор, который обычно содержит, какую-либо основу катализатора крекинга из кристаллического цеолита, на которую осаждена небольшая доля гидрогенизирующих компонентов из металла Группы VIII. Дополнительные гидрогенизирующие компоненты могут быть выбраны из Группы VIB для объединения с цеолитной основной. Цеолитные основы катализатора крекинга иногда в уровне техники называют молекулярными ситами, и обычно они образованы из оксида кремния, оксида алюминия и одного или большего числа обменных катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.п. Эти основы, кроме того, характеризуются наличием в кристаллической структуре пор относительно однородного диаметра размером в интервале от 4 до 14 ангстрем (10^-10 м). Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие относительно высокое мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия в интервале от 3 до 12. Предпочтительными природными цеолитами являются, например, морденит, стильбит, гейландит, феррьерит, дакиардит, шабазит, эриоцит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, типы В, X, Y и L кристаллических цеолитов, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительно использовать цеолиты, кристаллы которых имеют диаметр пор в интервале от 8 до 12 ангстрем (10^-10 м), при этом мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Показательным примером цеолита предпочтительной группы является синтетическое молекулярное сито типа Y.

Встречающиеся в природе цеолиты обычно находятся в натриевой форме, в форме щелочноземельного металла и в смешанной форме. Синтетические цеолиты почти всегда приготавливают сначала в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве основы катализатора крекинга предпочтительно, чтобы большинство или все исходные одновалентные металлы цеолитов были замещены на ионы многовалентного металла и/или соль аммония с последующим нагреванием для расщепления ионов аммония, связанных с цеолитом, и сохранения на их месте ионов водорода и/или ионообменных центров, которые фактически были бы декатионированы при последующем удалении воды. Водородные или «декатионированные» цеолиты типа Y данной природы более подробно описаны в патентном документе US 3130006.

Смешанные поливалентный металл - водородные цеолиты могут быть приготовлены путем ионного обмена, сначала с солью аммония, затем частично обратным обменом с солью поливалентного металла и затем кальцинированием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы могут быть приготовлены прямой обработкой кислотой цеолитов со щелочным металлом. Предпочтительными основами для катализатора крекинга являются те, которые являются, по меньшей мере, на 10 процентов, и предпочтительно, по меньшей мере, на 20 процентов дефицитными по катиону металла, исходя из начальной емкости ионного обмена. Особенно желательными и стабильными классами цеолитов являются те, в которых, по меньшей мере, 20 процентов емкости ионного обмена насыщено ионами водорода.

Активными металлами, используемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга, соответствующих настоящему изобретению, в качестве гидрирующих компонентов, являются металлы Группы VIII, то есть железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к данным металлам в соединении с ними могут также использоваться другие промоторы, включая металлы Группы VIB, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может изменяться в широких пределах. В общем случае может быть использовано любое количество в интервале от 0,05 до 30 масс.%. В случае благородных металлов обычно предпочтительно использовать от 0,05 до 2 масс.%. Предпочтительным способом присоединения гидрирующего металла является контактирование материала цеолитной основы с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором металл присутствует в катионной форме. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов полученный порошок катализатора фильтруют, сушат, таблетируют с добавленными смазочными материалами, связующими или подобными веществами, если желательно, и кальцинируют на воздухе при температуре, например, в интервале от 371°C до 649°C (от 700° до 1200°F) для активации катализатора и разложения ионов аммония. В качестве альтернативы, сначала может таблетироваться цеолитная компонента с последующим добавлением гидрирующих компонентов и активацией путем кальцинирования. Вышеупомянутые катализаторы могут быть использованы в неразбавленной форме, или порошкообразный цеолитный катализатор может смешиваться и таблетироваться совместно с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими веществами, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и т.п. в соотношениях, находящихся в интервале от 5 до 90 масс.%. Указанные разбавители могут быть использованы как таковые или могут содержать незначительную долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл Группы VIB и/или Группы VIII.

Катализаторы гидрокрекинга, промотированные дополнительным металлом, которые также могут использоваться в способе и установке согласно настоящему изобретению, включают, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Кристаллические хромосиликаты более полно описаны в патентном документе US 4363718.

Гидрокрекинг углеводсодержащего сырья в контакте с катализатором гидрокрекинга проводят в присутствии водорода и предпочтительно при рабочих параметрах реактора гидрокрекинга, которые включают температуру в интервале от 232°C (450°F) до 468°C (875°F), избыточное давление в интервале от 3447 до 20684 кПа (от 500 до 3000 psig), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,1 до 30 час^-1, и скорость циркуляции водорода от 337 до 4200 нормальных м³/м³ (от 2000 до 25000 стандартных кубических футов на баррель).

В соответствии с настоящим изобретением термин «значительная конверсия до низкокипящих продуктов» означает конверсию, по меньшей мере, 5 объем.% свежего исходного сырья. В предпочтительном воплощении однократная конверсия в зоне гидрокрекинга осуществляется в интервале от 15% до 60%.

Полученный выходящий поток из реактора 4 гидрообработки транспортируется по трубопроводу 5 и поступает в горячий сепаратор 60. Горячий сепаратор работает при температуре и давлении реактора 4 гидрообработки. Парообразный поток, содержащий углеводороды и легкие газы, выходит из горячего сепаратора 60 по трубопроводу 62, а жидкий углеводородный поток выходит по трубопроводу 64. Жидкий углеводородный поток, транспортируемый через трубопровод 64, поступает в горячую испарительную емкость 66, которая работает при такой же температуре, как и горячий сепаратор 60, но при более низком давлении. Горячая испарительная емкость функционирует при давлении в интервале от 724 до 3516 кПа (от 105 до 510 psig). Парообразный поток отводится из горячей испарительной емкости по трубопровод 68 и смешивается с жидким углеводородным потоком, протекающим через трубопровод 12 из холодного сепаратора 10. Жидкий углеводородный поток выходит из горячей испарительной емкости 66 по трубопроводу 70 и направляется в отпарную колонну (стриппинг-колонну) 16.

Парообразный поток, проходящий по трубопроводу 62, смешивается с водяным потоком, вводимым через трубопровод 6. Результирующая смесь транспортируется по трубопроводу 7 и вводится в теплообменник 8, в котором частично конденсируется. Полученный охлажденный выходящий из теплообменника 8 поток транспортируется по трубопроводу 9 и поступает в холодный сепаратор 10. Холодный сепаратор работает при давлении, по существу равном давлению в реакторе 4 гидрообработки, и при температуре в интервале от 38°C до 71°C (от 100° до 160°F).

Газообразный богатый водородом поток, содержащий сероводород, отводится из парожидкостного сепаратора 10 по трубопроводу 27 и направляется в зону 28 улавливания газа. В зону 28 улавливания кислого газа через трубопровод 29 вводят объединенный растворитель, который контактирует с газообразным богатым водородом потоком для абсорбирования кислого газа. Насыщенный растворитель, содержащий кислый газ, отводят из зоны 28 улавливания кислого газа по трубопроводу 30 и удаляют. Газообразный богатый водородом поток с пониженным содержанием кислого газа отводится из зоны 28 улавливания кислого газа через трубопровод 31 и сжимается в компрессоре 32. Сжатый рециркуляционный газообразный богатый водородом поток транспортируется по трубопроводу 33 и смешивается с подпиточным потоком газообразного водорода, транспортируемым по трубопроводу 34. Полученная смесь транспортируется через трубопровод 35 и смешивается со смесью свежего исходного сырья и жидкого углеводородного потока, рециркулирующего по трубопроводу 2, для получения, по меньшей мере, части водорода, вводимого в реактор 4 гидрообработки, как описано выше. В предпочтительном воплощении обогащенный водородом газообразный поток, вводимый в реактор 4 гидрообработки через трубопровод 35, содержит менее 100 ч/млн по массе сероводорода.

Водяной поток отводится из отстойника сепаратора в трубопровод 11. Жидкий углеводородный поток отводится из холодного сепаратора 10 через трубопровод 12, направляется в холодную испарительную емкость 13 низкого давления для получения газообразного потока, содержащего водород и газообразные, в условиях обычной эксплуатации, углеводороды, который удаляется из испарительной емкости через трубопровод 14.

Холодная испарительная емкость работает в интервале температур холодного сепаратора 10 и в интервале избыточных давлений от 700 до 3500 кПа (от 100 до 500 psig). Жидкий углеводородный поток отводят из холодной испарительной емкости 13 через трубопровод 15 и вводят в отпарную колонну 16 через входной патрубок, расположенный выше входного патрубка для трубопровода 70. Пар для отпаривания, например водяной пар, поступает через трубопровод 47 и вводится в нижнюю часть отпарной колонны 16 через входной патрубок ниже входного патрубка для трубопровода 70. Отпарная колонна 16 производит верхний поток, содержащий в условиях обычной эксплуатации газообразные углеводороды, транспортируемые через трубопровод 17. Верх отпарной колонны может быть снабжен конденсатором и средствами возврата потока, при этом общий верхний поток отводится по трубопроводу 17. Жидкий углеводородный поток, содержащий следы соединений ТПАС, отводится снизу отпарной колонны 16 через трубопровод 18 и вводится во фракционирующую колонну 19 в виде первого гидрообработанного потока. Фракционирующая колонна 19 ниже по потоку сообщается с реактором 4 гидрообработки. Отпарная колонна 16 может функционировать при давлении вверху колонны в интервале от 700 до 1000 кПа (избыточное давление) (100-150 psig) и температуре внизу колонны в интервале от 232 до 260°C (450-500°F).

В соответствии с настоящим изобретением в фракционирующую колонну 19 через трубопровод 18 поступает нагретый первый гидрообработанный сырьевой поток, содержащий углеводороды, кипящие при температуре выше, ниже и в интервале кипения углеводородного сырья, содержащего соединения ТПАС. Первый гидрообработанный сырьевой поток, транспортируемый по трубопроводу 18, входит во фракционирующую колонну 19 через входной патрубок 41 и поступает во внутренний объем 42 колонны 19, где он быстро испаряется с образованием паровой и жидкой фаз. Углеводородный поток в температурном интервале кипения нафты отводится с верха фракционирующей колонны 19 и конденсируется. Часть сконденсированного потока может быть возвращена обратно вверх колонны 19, а сконденсированная нафта может быть отведена в общем верхнем потоке по трубопроводу 20. Углеводородный поток в температурном интервале кипения керосина может быть удален из фракционирующей колонны 19 по трубопроводу 21 и подвергнут переработке. Углеводородный поток в температурном интервале кипения дизельного топлива может быть удален из фракционирующей колонны 19 по линии 22 и подвергнут переработке. Фракционирующая колонна 19 может функционировать при давлении вверху колонны в интервале от 35 до 100 кПа (избыточное давление) (5-15 psig) и температуре внизу колонны в интервале от 315°C до 360°C (600-680°F).

Фракционирующая колонна 19 включает структуру 40, разделяющую корпус на секции с образованием в нижней части колонны первой секции 37 и второй секции 38, предпочтительно в нижней трети этой колонны. Первая секция 37 сообщается ниже по потоку с первым входным патрубком 41 фракционирующей колонны 19. Первая секция 37 может содержать одну или большее число внешних стенок, таких как внешняя цилиндрическая стенка 45. Первая секция 37 может проходить во фракционирующей колонне 19 вверх от нижнего торца колонны. Согласно одному аспекту первая секция 37 может включать в себя, по меньшей мере, часть внутреннего объема 42. Вторая секция 38 выше нее изолирована от внутреннего объема 42 колонны. В одном воплощении установки, представленной на фиг.1, кольцевая перегородка 44 перекрывает сообщение между второй секцией 38 и объемом 42 колонны, находящимся над указанной перегородкой 44. Перегородка 44 проходит по всей вертикальной проекции верха второй секции 38, предотвращая выход пара из второй секции непосредственно во внутренний объем 42 над перегородкой 44. Вертикальная проекция верха второй секции 38 может быть ограничена связанной с ней внутренней поверхностью стенки колонны 19 и стенкой 39 второй секции. Сообщение между первой секцией 37 и внутренним объемом 42 обеспечивает отверстие 46. Перегородка 44 может представлять собой кольцевую перегородку, которая охватывает по периметру отверстие 46 и может также иметь форму перевернутого усеченного конуса. Когда первый гидрообработанный сырьевой поток, протекающий по трубопроводу 18, поступает во внутренний объем 42 фракционирующей колонны 19, он быстро испаряется, и тяжелые фракции стекают через отверстие 46 в первую секцию 37. Стекающие тяжелые фракции контактируют с паром для отпаривания, поднимающимся вверх в противотоке относительно тяжелых фракций. Пар для отпаривания извлекает легкие фракции из тяжелых фракций, и затем пар и легкие фракции выходят через отверстие 46 во внутренний объем 42 над первой секцией 37 и подвергаются дальнейшему фракционированию.

По меньшей мере, часть гидрообработанного потока, освобожденного от легких фракций, содержащая углеводороды, кипящие в интервале углеводородного исходного сырья и соединений, включающих ТПАС, выходит из первой секции 37 ч