ОБЪЕДИНЕНИЕ ГИДРОКРЕКИНГА ОСТАТКОВ И ГИДРООЧИСТКИ Российский патент 2017 года по МПК C10G65/02 C10G65/10 C10G67/02 C10G47/30 C10G49/16 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Эта заявка, в соответствии с 35 U.S.C. § 119(e), испрашивает приоритет по предварительной заявке на выдачу патента США под порядковым номером 61/784 568, зарегистрированной 14 марта 2014 г., которая в прямой форме включена в материалы настоящей заявки посредством ссылки во всей своей полноте.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ РАСКРЫТИЕ

[0002] Варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся в общем к способу гидроконверсии, включая способы гидрокрекинга остатков и других тяжелых фракций углеводорода. Более конкретно, варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к гидрокрекингу остатка углеводородного сырья, обработке результирующего остатка углеводорода, подвергнутого гидрокрекингу, в отдельной установке гидроочистки остатков, и обработке продукта, полученного из установки гидроочистки, в отдельной установке гидрокрекинга остатков.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0003] Так как мировой спрос на бензин и другие легкие рафинированные продукты неуклонно возрастает, наблюдается значительная тенденция к переработке высококипящих соединений в низкокипящие. Чтобы удовлетворить возрастающий спрос на дистиллятное топливо, нефтепереработчики разработали различные реакторы, например, реакторы гидрокрекинга, установку десульфуризациии остатков (RDS), установку сольвентной деасфальтизации (SDA), для конвертации остатков, вакуумного газойля (VGO) и другого тяжелого нефтяного сырья для авиационного топлива и дизельного топлива.

[0004] Катализаторы были развиты так, что показали отличную дистилятивную избирательность, разумное перерабатывающее действие и стабильность для тяжелого сырья. Хотя интенсивность способа переработки, достижимая в различных способах, ограничена. К примеру, RDS установка в одиночку может произвести топливо с 1% серы по массе из высокосернистого остатка, но выход как правило ограничен 35%-40%. По-другому предлагают использовать SDA установку для сольвентной деасфальтизации остаточного сырья и обрабатывать деасфальтизат только в установке гидрокрекинга остатков (RHU). Также еще обрабатывают непереработанные вакуумные остатки из RHU в SDA установке, и рециклированный деасфальтизат (DAO) возвращается в переднюю часть RHU. Хотя некоторые предлагают обрабатывать SDA смолу напрямую в RHU. Однако требуются экономные способы достижения высокой переработки углеводорода и удаления серы.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] В одном аспекте, варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к способу улучшения качества остатков углеводородов. Способ может включать следующие этапы: контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем; извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем; контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии; извлечение второго выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии; контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем; извлечение третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем; фракционирование третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем для извлечения одной или более углеводородных фракций.

[0006] В другом аспекте, варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к системе улучшения качества остатков углеводородов. Система может включать следующее: реакторную систему для контактирования фракций углеводородных остатков и водорода с первым катализатором для создания первого выходного потока; вторую реакторную систему гидроконверсии для контактирования первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии для создания второго выходного потока; вторую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии для создания третьего выходного потока и блок фракционирования для разделения на фракции третьего выходного потока, для извлечения одной или более углеводородных фракций и вакуумной остаточной фракции.

[0007] В другом аспекте, варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к способу улучшения качества остатков углеводородов. Способ может включать следующие этапы: контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем; извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем; контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии; извлечение второго выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии; контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакторной системе гидроконверсии; извлечение третьего выходного потока из третьей реакторной системы гидроконверсии; объединение второго выходного потока и третьего выходного потока для формирования объединенной подачи; подача объединенной подачи в сепаратор для создания парообразной фракции и жидкой фракции; фракционирование жидкой фракции для извлечения вакуумной остаточной фракции в первой системе фракционирования; контактирование паровой фракции с четвертым катализатором гидроконверсии в четвертой реакторной системе гидроконверсии; извлечение четвертого выходного потока из третьей реакторной системы гидроконверсии; фракционирование четвертого выходного потока для извлечения одной или более углеводородных фракций во второй системе фракционирования.

[0008] В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к системе улучшения качества остатков углеводородов. Система может включать следующее: реакторную систему для контактирования фракций углеводородных остатков и водорода с первым катализатором для создания первого выходного потока; вторую реакторную систему гидроконверсии для контактирования первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии для создания второго выходного потока; вторую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии для создания третьего выходного потока; сепаратор для разделения комбинированной фракции второго выходного потока и третьего выходного потока для извлечения жидкой фракции и паровой фракции; блок фракционирования для разделения на фракции жидкости для извлечения вакуумной остаточной фракции; четвертая реакторная система гидроконверсии для контактирования паровой фракции и четвертым катализатором гидроконверсии для создания четвертого выходного потока; и блок фракционирования для разделения на фракции четвертого выходного потока для извлечения одной или более углеводородных фракций.

[0009] Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0010] Фиг. 1 отображает упрощенную схему технологического способа улучшения качества остатков углеводородного сырья согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь.

[0011] Фиг. 2 отображает упрощенную схему технологического способа улучшения качества остатков углеводородного сырья согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь.

[0012] Фиг. 3 отображает упрощенную схему технологического способа для интегральной системы реакторов гидроочистки, используемой в способе улучшения качества остатков углеводородного сырья согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь.

[0013] Фиг. 4 отображает упрощенную схему технологического способа для интегральной системы реакторов гидроочистки, используемой в способе улучшения качества остатков углеводородного сырья согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0014] В одном аспекте, варианты осуществления относятся в целом к способу гидроконверсии, включая способы для гидрокрекинга остатков и других тяжелых фракций углеводорода. Более конкретно, раскрытые здесь варианты осуществления относятся к гидрокрекингу остатков углеводородного сырья, гидроочистке остатков углеводорода, подвергнутых гидрокрекингу, обработке результирующих продуктов гидрокрекинга в отдельной установке гидрокрекинга остатков, и обработке смолы, полученной при сольвентной деасфальтизации, в отдельной установке гидрокрекинга остатков.

[0015] Способы гидроконверсии, раскрытые здесь, можно использовать для реагирующих остатков углеводородного сырья в условиях повышенной температуры и давления в присутствии водорода и одного или более катализатора гидроконверсии, чтобы переработать сырье в продукты с пониженной молекулярной массой и пониженным уровнем загрязнителей (таких как сера или азот). Способы гидроконверсии могут включать, к примеру, гидрирование, десульфуризацию, деазотизацию, крекинг, переработку, деметаллизацию, удаление металлов, удаление углеродистого остатка Конрадсона (CCR) или асфальтенов и пр.

[0016] Как используется здесь, фракции остатков углеводорода, или похожий термин, называющий остатки углеводорода, определяются как углеводородная фракция, имеющая точку кипения или интервал кипения выше примерно 340°C, но также может включать неотбензиненную тяжелую нефть. Остатки углеводородного сырья, которые можно использовать в раскрытом здесь способе, могут включать различные рафинированные и другие углеводородные потоки вроде бензиновых атмосферных или вакуумных остатков, деасфальтированной нефти, смолы деасфальтизатора, остатков дна атмосферной или вакуумной колонны после гидрокрекинга, продукты прямой перегонки вакуумного газойля, вакуумного газойля после гидрокрекинга, жидкой каталитически крекированной (FCC) суспензии в нефтепродукте, вакуумного газойля из кипящего слоя способа гидрокрекинга, нефти сланцевого происхождения, нефти угольного происхождения, битума нефтяных песков, таллового масла, сырой нефти биологического происхождения, нефтяного топлива, также как и других похожих углеводородных потоков или их комбинаций, каждый из которых может быть продуктом прямой перегонки, полученным в технологическом способе, гидрокрекированным, частично десульфуризованным, и/или частично деметаллизированными потоками. В некоторых вариантах осуществления, фракции остатков углеводорода могут включать углеводороды, имеющие стандартную точку кипения по меньшей мере 480°С, по меньшей мере 524°С или по меньшей мере 565°С.

[0017] Со ссылкой на фигуру 1, фракция остатка углеводорода (остаток) 10 и водород 21 могут быть поданы в реакторную систему 42 с кипящим слоем, которая может включать один или более реакторов с кипящим слоем, соединенных последовательно или параллельно, где углеводород и водород подвержены контакту с катализатором гидроконверсии для реакции по меньшей мере части остатка с водородом с целью образования легких углеводородов, деметаллизации металлов, что содержатся в остатке, удаления углеродистого остатка Конрадсона, или иначе говоря конвертации остатка в полезные продукты. Хотя показана единственная реакторная линия, фракции остатков углеводорода (остатки) можно обрабатывать во многих параллельных реакторных линиях. В некоторых вариантах осуществления, множество реакторных линий включают участки, общие для параллельных линий, такие как, но не ограничено этим, фракционирование, управление катализаторами, и регенерационные секции. Фракции остатков 10 углеводорода (остатки) подаются в реакторную систему 42 с кипящим слоем, который может управляться с помощью сборника-разделителя, выполняющего управление потоками.

[0018] В некоторых вариантах осуществлении, фракции остатков 10 углеводорода (остатки) могут предварительно нагреваться. Предварительное нагревание можно сделать с помощью теплообмена с различными потоками (боковые погоны) из системы или атмосферного, или вакуумного фракционирования. Фракции остатков 10 углеводорода (остатки) можно также нагреть с использованием печи или любого другого известного устройства теплообмена подачи/потока для обеспечения требуемой входной температуру подачи в кипящий слой реактора 42.

[0019] В некоторых вариантах осуществления, водород 21 может быть водородно-обогащенным газовым потоком, который может быть рафинированным потоком рецикла с содержанием водорода. Водород 21 может быть предварительно нагрет перед смешиванием с фракциями остатков 10 углеводорода (остатками).

[0020] Реакторы в реакторной системе с кипящим слоем 42 могут управляться при температурах в диапазоне от примерно 380°С до примерно 450°С, и парциальном давлении водорода в диапазоне от примерно 70 бар до примерно 170 бар, и часовой объемной скоростью жидкости (LHSV) в диапазоне от примерно 0,2 h-1 до примерно 2,0 h-1. В пределах реакторов с кипящим слоем катализатор может быть подвержен обратной реакции и поддерживаться в случайном блуждании рециркуляцией жидкого продукта. Это может выполняться за счет первого разделения рециркулированной нефти от газообразных продуктов. Нефть может быть затем рециркулирована посредством внешнего насоса или, как проиллюстрировано, посредством насоса, имеющего импеллер, установленный в днище реактора.

[0021] Целевая переработка в реакторной системе с кипящим слоем может находиться в диапазоне от около 30% массы до около 50% массы в зависимости от обрабатываемого сырья. В любом случае, целевая переработка должна поддерживаться ниже уровня, при котором образование осадка становится непомерным, и в связи с этим прерывать ход операции. В дополнение к переработке остатков углеводорода в легкие углеводороды, удаление серы может находиться в диапазоне от примерно 40% массы до примерно 65% массы, удаление металлов может находиться в диапазоне от примерно 50% массы до примерно 80% массы, и углеродистый остаток Конрадсона (CCR) может быть удален в диапазоне от примерно 30% массы до примерно 60% массы.

[0022] Жесткость реактора можно определить как среднюю температуру катализатора по шкале Фаренгейта для катализаторов, загруженных в один или более реакторов гидрокрекинга с кипящим слоем, умноженную на среднее парциальное давление водорода абсолютно в барах в реакторах гидрокрекинга с кипящим слоем, деленную на LHSV в реакторах гидрокрекинга с кипящим слоем. Реакторная жесткость реакторной системы 42 с кипящим слоем может находиться в диапазоне от примерно 105,000 °F-Bara-Hr до примерно 446,000°F-Bara-Hr.

[0023] В последующей переработке в реакторной системе 42 с кипящим слоем частично переработанный углеводород 44 может нагреваться водородом 23 в реакторной системе с фиксированным слоем, как показано. В некоторых вариантах осуществления, реакторная система 12 с фиксированным слоем может включать более одного реактора или параллельных, или последовательных. В реакторной системе 12 с фиксированным слоем число используемых реакторов может зависеть от зарядного тока, общего целевого уровня переработки остатков и уровня переработки, достигаемого в реакторной системе 42 с кипящим слоем, среди прочих переменных. В некоторых вариантах осуществления, один или два реактора можно использовать в реакторной системе 42 с фиксированным слоем. В некоторых вариантах осуществления водород 23 может быть представлен комбинацией холодного и теплого газа рециркуляции из реакторной системы 12 с фиксированным слоем. В некоторых вариантах осуществления, реакторная система 12 с фиксированным слоем включает катализатор гидроочистки. В других вариантах осуществления, реакторная система 12 с фиксированным слоем включает катализатор гидродеметаллизации.

[0024] Целевая переработка в реакторной системе 12 с фиксированным слоем может находиться в диапазоне от примерно 50% массы до примерно 55% массы в зависимости от обрабатываемого сырья. В любом случае, целевая переработка должна поддерживаться ниже уровня, при котором образование осадка становится непомерным, и таким образом прерывать ход операции. В дополнение к переработке остатков углеводорода в легкие углеводороды удаление серы может находиться в диапазоне от примерно 85% массы до примерно 87% массы, удаление металлов может находиться в диапазоне от примерно 50% массы до примерно 80% массы, и углеродистый остаток Конрадсона (CCR) может быть удален в диапазоне от примерно 65% массы до примерно 70% массы.

[0025] В последующей переработке в реакторной системе 12 с фиксированным слоем частично переработанный углеводород может извлекаться с помощью поточной 14 линии, как смешанный поток газа/жидкости вместе с водородом 25 подается в реакторную систему 20 гидрокрекинга, которая может включать один или более реакторов гидрокрекинга, расставленных последовательно или параллельно. В реакторной системе 20 гидрокрекинга частично переработанный углеводород 14 может быть гидрокрекирован под парциальным давлением водорода в диапазоне от примерно 70 бар до примерно 180 бар, температуре в диапазоне от примерно 390°С до примерно 460°С, и LHSV в диапазоне от примерно 0,1 h-1 до примерно 2,0 h-1 в присутствии катализатора. В некоторых вариантах осуществления, условия работы в реакторной системе 20 гидрокрекинга могут быть сходны с теми, что описаны выше для реакторной системы 42 с кипящим слоем. В других вариантах осуществления, когда, например, реакторная система 20 гидрокрекинга включает один или более реакторов с кипящим слоем, реакторы с кипящим слоем могут управляться в условиях более высокой жесткости нежели в реакторной системе 42, повышенная жесткость относится к более высокой температуре, более высокому давлению, более низкой объемной скорости или комбинации условий.

[0026] Число реакторов, используемых в реакторной системе 20 гидрокрекинга, может зависеть от зарядовой скорости тока, общего целевого уровня переработки, уровня переработки, достигаемого в реакторной системе 42 с кипящим слоем и реакторной системе 12 с фиксированным слоем, среди прочих переменных. В некоторых вариантах осуществления, один или два реактора гидрокрекинга могут быть использованы в реакторной системе 20 гидрокрекинга. Для реакторной системы 20 гидрокрекинга реакторная жесткость может находиться в диапазоне от примерно 15,000°F-Bara-Hr до примерно 755,000°F-Bara-Hr.

[0027] В последующей переработке в реакторной системе 20 гидрокрекинга, частично переработанный углеводород может извлекаться с помощью поточной линии как смешанный 1 поток газа/жидкости и подаваться в систему 46 фракционирования для извлечения одной или более углеводородных фракций. Как проиллюстрировано, система 46 фракционирования может использоваться для извлечения отходящего 48 газа, содержащего легкие углеводородные газы и сульфид водорода (H2S), легкий 50 лигролин, тяжелый 52 лигроин, керосиновую 54 фракцию, дизельную 56 фракцию, фракцию легкого вакуумного 58 газойля, фракцию 60 тяжелого газойля и фракцию остатка 62 вакуумной дистилляции.

[0028] Система 46 фракционирования может включать, к примеру, сепаратор высокого давления и высокой температуры (HP/HT) для разделения потока пара от потока жидкости. Отделенный пар может быть пропущен через газовое охлаждение, очистку, и сжатие газа рециркуляции, или может быть сперва обработан в Интегральной Реакторной Системе Гидроочистки (IHRS), которая может включать один или более дополнительных реакторов гидроконверсии, в одиночку или в комбинации с внешними дистиллятами и/или дистиллятами, полученными в способе гидрокрекинга, и после этого направлен на газовое охлаждение, очистку и сжатие.

[0029] Система фракционирования может также включать сепаратор высокого давления и средней температуры (HP/MT) и сепаратор высокого давления и низкой температуры (HP/LT). Пары из разделителя HP/HT могут охлаждаться предварительно нагретым водородным газом рециркулирования или маслом линии нагнетания или посредством создания пара высокого давления перед входом в сепаратор HP/MT. Пары из разделителя HP/MT могут смешиваться с промывочной водой для предотвращения сублимации солей аммония, и затем воздух охлаждается. Количество промывочной воды высчитывается для ограничения концентрации солей аммония в вытекающей воде. После охлаждения воздуха трехфазная смесь подается в сепаратор HP/LT, который разделяет смесь на парообразную, жидкую и водную фазы. Извлеченную серосодержащую воду испаряют и направляют к границам установки. Пары нагреваются для удаления сульфида водорода (H2S).

[0030] Отделенную жидкость из разделителя HP/HT можно испарять и направлять в систему атмосферной дистилляции вместе с другими продуктами дистилляции, извлеченными при газовом охлаждении и на участке очистки. Остатки дна атмосферной колонны, например, углеводороды, имеющие начальную точку кипения по меньшей мере около 340°С, также, как и имеющие начальную точку кипения в диапазоне от примерно 340°С до примерно 427°С, могут затем быть дополнительно обработаны посредством системы вакуумной дистилляции для извлечения вакуумных дистиллятов.

[0031] Система атмосферной дистилляции может включать печь подачи атмосферной колонны для нагрева сырья. Из сырья также может удаляться H2S, для снижения содержания H2S в остатках дна колонны до менее, чем 10 промилле. Атмосферная колонна может также включать атмосферный сборник орошающей фракции для сжатия воды и разделения углеводородной жидкости и неконденсированного пара. Конденсированная углеводородная жидкость возвращается в атмосферную колонну. Боковой погон керосина может быть разделен на сырье верхнего циркуляционного орошения и сырье отпарной колонны керосина. Верхнее циркуляционное орошение может кипятить нафтаотгонную колонну в секции извлечения легких фракций нефти. Верхний газ из отпарной колонны керосина возвращается в атмосферную колонну, и нижняя часть прокачивается к границам установки прилегающих промысловых объектов (OSBL) как товарный керосин. Боковой погон дизеля можно разделить на сырье нижнего циркуляционного орошения и сырье отпарной колонный дизеля. Нижнее циркуляционное орошение может кипятить нефтяную стабилизационную колонну в секции извлечения легких фракций нефти перед возвращением в атмосферную колонну. Головной погон отпарной колонны дизеля возвращается в атмосферную колонну, и нижняя часть прокачивается к OSBL как товарный дизель.

[0032] Остатки атмосферной колонны помещаются в вакуумные условия и попадают в зону подачи сырья вакуумной колонны системы вакуумной дистилляции. Сырье разделяется на пары и жидкость в зоне подачи вакуумной колонны.

[0033] Продукты дна вакуумной колонны, например, углеводороды, имеющие начальную точку кипения по меньшей мере около 480°С, например, начальную точку кипения в диапазоне от примерно 480°С до примерно 565°С, могут затем быть направлены в резервуар после охлаждения, например, посредством прямого теплообмена или непосредственного впрыска остатков углеводородного сырья в продукты дна вакуумной колонны. Часть продукта дна вакуумной колонны может быть возвращена в вакуумную колонну для квенча кубовой жидкости. Верхний погон вакуумной колонны может быть охлажден так, что углеводородная жидкость отделяется от воды, которая прокачивается в OSBL.

[0034] Секция извлечения легких фракций нефти включает колонну нефтяной стабилизации, которая удаляет C4 материал, прошедший при грохочении или рассеивании, как головной погон для дополнительной очистки в абсорбере. Остатки дна стабилизационной нефтяной колонны посылают в нафтаотгонную колонну, чтобы предоставить легкие и тяжелые бензиновые продукты.

[0035] Катализаторы, пригодные в реакторах с кипящим слоем или реакторах гидрокрекинга, могут включать любые катализаторы, пригодные в способах гидроконверсии гидроочистки или гидрокрекинга углеводородного сырья. Катализатор гидроочистки, к примеру, может включать любое соединение катализаторов, которые можно использовать, чтобы катализировать гидрирование углеводородного сырья для повышения содержания в нем водорода и/или удаления загрязняющих гетероатомов. Катализатор гидрокрекинга, к примеру, может включать любое соединение катализаторов, которое можно использовать, чтобы катализировать присоединение водорода к большим или сложным молекулам углеводорода также, как и крекинг молекул для получения меньших, с более низкой молекулярной массой молекул.

[0036] Поскольку содержание органометаллических соединений в фракциях 10 остатков углеводорода (остатков) может меняться, может быть использован альтернативный варианты осуществления способа, показанный на фигуре 1. Схема технологического способа на фигуре 1, показывающая реакторную систему 42 с кипящим слоем перед реакторной системой 12 с фиксированным слоем, может быть использована, когда содержание органометаллических соединений в остатках 10 превышает от примерно 75 до примерно 100 промилле. Состав катализатора может подаваться непрерывно в реакторную систему 42 с кипящим слоем без необходимости прерывать способ. Реакторная система 42 с кипящим слоем может включать катализатор деметаллизации, и реактор с фиксированным слоем может включать катализатор гидроочистки.

[0037] Когда содержание органометаллических соединений фракций 10 углеводородных остатков (остатков) меняется с примерно 50 до примерно 75 промилле, технологическая схема способа на фигуре 2 может быть использована. В этом альтернативном варианте осуществления, реактор 12 с фиксированным слоем может размещаться перед реакторной системой 42 с кипящим слоем. Реактор 12 с фиксированным слоем может включать катализатор гидродеметаллизации. Деметаллизованный и частично десульфуризованный поток 14 может подаваться в реакторную систему 20 гидрокрекинга для дальнейшего гидрокрекинга и удаления гетероатомов при низком расходе катализатора. Реактор 12 с фиксированным слоем может управляться в режиме восходящего потока. Когда катализатор гидродеметаллизация деактивируется, остаток 10 может обходить реактор с фиксированным слоем 12 и входить в реакторную систему 42 с кипящим слоем. Реакторная система 42 с кипящим слоем не будет остановлена, и реактор 12 с фиксированным слоем может быть разгружен и нагружен снова со свежим катализатором. Частично переработанный углеводород 44 будет затем совмещен с водородом 25 и отправлен в реакторную систему 20 гидрокрекинга как описано выше.

[0038] Для обеспечения гибкого расположения реакторной системы 42 с кипящим слоем и реактора с фиксированным слоем могут быть использованы система трубопроводов и система клапанного управления, то есть реактор 12 с фиксированным слоем перед реакторной системой 42 с кипящим слоем или реакторная система 42 с кипящим слоем перед реактором 12 с фиксированным слоем и сопутствующее оборудование вниз по технологический цепочке. Такое гибкое обустройство делает возможным включение сырья 10 остатков углеводородных фракций (остатков) в способе использования одинакового оборудования. Потоки и оборудование с одинаковым порядковым номером на многочисленных фигурах могут считаться одинаковыми.

[0039] В некоторых вариантах осуществления, выходящие потоки из реакторной системы 20 гидрокрекинга, реакторной системы 42 с кипящим слоем, или реакторной системы 12 с фиксированным слоем, могут обрабатываться перед входом в систему 46 фракционирования посредством Интегрированной Реакторной Системы Гидроочистки (IHRS). IHRS это линейная система гидроочистки с фиксированным слоем, использующая находящийся выше по потоку сепаратор пар/жидкость высокой температуры/высокого давления (HP/HT V/L), расположенный между реактором гидроочистки с кипящим слоем и находящейся ниже по потоку IHRS. Сепаратор позволяет разделение между непеработанным остатком в вытекающем жидком потоке сепаратора HP/HT V/L и верхним паровым погоном, кипящим ниже примерно 1000 F нормальной точки кипения, что может обеспечить более дешевый путь для дальнейшей гидроочистки или гидрокрекинга газойля, дизеля и лигроина, сформированных при крекинге остатков в реакторе с кипящим слоем, расположенном выше по потоку.

[0040] Фигуры 3 и 4 иллюстрируют два варианты осуществления для IHRS и описываются ниже, хотя другие варианты осуществления будут очевидны специалистам в данной области техники, насколько это возможно. Фигура 3 иллюстрирует варианте осуществления, где IHRS установлена на выходе смешанного потока, полученного смешиванием частично переработанного углеводорода, извлеченного с помощью выкидной 44 линии из реакторной системы 42 с кипящим слоем, и частично переработанным углеводородом, извлеченным с помощью выкидной 27 линии из реакторной системы 20 гидрокрекинга. Фигура 4 иллюстрирует вариант осуществления, где IHRS установлен на выходе реакторной системы 20 гидроочистки с кипящим слоем.

[0041] Как показано на фиг. 3, выходящие потоки 44 и 27 из реакторной системы 42 с кипящим слоем и реакторной системы 20 гидрокрекинга, соответственно, могут охлаждаться в теплообменнике (не показан) и подаваться в сепаратор 61 HP/HT V/L, где поток пара, включающий легкие продукты и дистилляты, кипящие примерно ниже 1000 °F нормальной точки кипения, и поток жидкости, включающий не переработанные остатки, могут быть разделены и обработаны отдельно в нижерасположенном оборудовании. Поток 67 пара может быть подан в реактор 66 гидроочистки с фиксированным слоем для проведения гидроочистки, гидрокрекинга или их комбинации. Вытекающий 68 поток из IHRS реакторной системы 66 с фиксированным слоем подается в систему 46 фракционирования, которая извлекает поток 48 отходящего газа, поток 50 легкого гидроочищенного или гидрокрекированного лигроина, поток 52 тяжелого гидроочищенного или гидрокрекированного лигроина, поток 56 гидроочищенного или гидрокрекированного дизеля, как описано выше. Поток 63 жидкости может охлаждаться в теплообменнике (не показан) и его давление может быть понижено в системе ослабления давления (не показано) перед тем, как его подадут в систему 72 вакуумного фракционирования, которая извлекает поток 58 легкого гидроочищенного или гидрокрекированного VGO (вакуумный газойль), поток 60 тяжелого гидроочищенного или гидрокрекированного VGO и поток 62 непереработанного вакуумного остатка. В некоторых вариантах осуществления, поток продуктов дна вакуумной колонны, например, углеводород, имеющий начальную точку кипения по меньшей мере около 480°С, например, начальную точку кипения в диапазоне от примерно 480°С до 565°С, могут быть направлены в резервуар после охлаждения, например, прямым теплообменом или непосредственным впрыском порции остатков углеводородного сырья в продукты дна вакуумной колонны.

[0042] Как показано на фиг. 4, выходящий 27 поток из реакторной системы 20 с кипящим слоем может быть охлажден в теплообменнике (не показан) и подан в сепаратор 161 HP/HT V/L, где поток пара, включающий легкие продукты и дистилляты, кипящие примерно ниже 1000°F нормальной точки кипения, и поток жидкости, включающий непеработанные остатки, могут быть разделены и обработаны отдельно в нижерасположенном оборудовании. Поток 167 пара подается в реактор 166 гидроочистки с кипящим слоем для выполнения гидроочистки, гидрокрекинга или их комбинации. Вытекающий 168 поток из IHRS реакторной системы 66 с фиксированным слоем может подаваться в систему 146 атмосферного фракционирования, которая извлекает поток 26 отходящего газа, поток 28 легкого гидроочищенного или гидрокрекированного лигроина, поток 30 тяжелого гидроочищенного или гидрокрекированного лигроина, поток 34 гидроочищенного или гидрокрекированного дизеля. Поток 163 жидкости охлаждается в теплообменнике (не показан) и его давление понижается в системе ослабления давления (не показано) и может быть подан в систему 172 вакуумного фракционирования, которая извлекает поток 36 легкого гидроочищенного или гидрокрекированного VGO (вакуумный газойль), поток 38 тяжелого гидроочищенного или гидрокрекированного VGO и поток 40 непеработанного вакуумного остатка. В некоторых вариантах осуществления, поток продуктов дна вакуумной колонны, например, углеводород, имеющий начальную точку кипения по меньшей мере около 480°С, например, начальную точку кипения в диапазоне от примерно 480°С до 565°С, могут быть направлены в резервуар после охлаждения, например, прямым теплообменом или непосредственным впрыском порции остатков углеводородного сырья в продукты дна вакуумной колонны.

[0043] Каталитический состав гидроконверсии для использования в способе гидроконверсии согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь, хорошо известен специалистам в данной области техники и некоторые из них коммерчески доступны из W.R. Grace & Co., Criterion Catalysts & Technologies, and Albemarle, среди прочих. Подходящие катализаторы гидроконверсии могут включать один или более элементов, выбранных из групп 4-12 Периодической Системы Элементов. В некоторых вариантах осуществления, катализаторы гидроконверсии согласно вариантам осуществления, раскрытым здесь, содержат, состоят из, или состоят по существу из одного или более из таких, как никель, кобальт, вольфрам, молибден и их комбинации, с поддержкой или без поддержки пористой подложки типа кварца, окиси алюминия, двуокиси титана, или их комбинации. В зависимости от того, как поставляется производителем, или в результате способа регенерации, катализаторы гидроконверсии могут быть в форме оксидов металла, например. В некоторых вариантах осуществления, катализаторы гидроконверсии могут быть предварительно сульфидированы и/или предварительно подготовлены перед введением в реактор(ы) гидроконверсии.

[0044] Катализаторы гидроочистки дистиллятов, которые могут быть пригодными, включают катализатор, выбранный из известных элементов, которые, как известно, обеспечивают действие каталитического гидрирования. Как правило выбирается по меньшей мере один металлический компонент, подобранный из элементов групп 8-10 и/или элементов группы 6. Элементы группы 6 могут включать хром, молибден и вольфрам. Элементы групп 8-10 могут включать железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платину. Величина(ы) компонента(ов) гидрирования в катализаторе соответствующим образом варьируется от примерно 0,5% до примерно 10% по весу металлических(ой) компонент(ы) и от примерно 5% до примерно 25% по весу металлических(ой) компонент(ы) группы 6, посчитано исходя из деления веса всего катализатора на 100 долей, и где проценты весов основаны на весе катализатора до сульфидирования. Компоненты гидрирования в катализаторе могут быть в оксидной или сульфидной форме. Если комбинация из металлических компонент по меньшей мере группы 6 и группы 8 присутствует как (смешанные) оксиды, она будет подвергнута сульфидирующей обработке перед использованием по назначению в гидрокрекинге. В некоторых вариантах осуществления, катализатор содержит один или более компонентов никеля и/или кобальта и один или более компонентов молибдена и/или фольфрама или один или более компонентов платины и/или палладия. Пригодны катализаторы, содержащие никель и молибден, никель и фольфрам, платину и/или палладий.

[0045] Катализатор гидроочистки остатков, который может быть пригоден, включает катализаторы, как правило, составленные из компонентов гидрирования, подобранных из элементов группы 6 (типа молибдена и/или вольфрама) и элементов групп 8-10 (типа кобальта и/или никеля), или их смешивание, которые могут быть поддержаны алюмооксидным носителем. Оксид фосфора (группа 15) присутствует опционально, как активный ингредиент. Типичный катализатор может содержать по массе от 3 до 35% компонентов гидрирования, со связующим веществом оксидом алюминия. Таблетка катализатора может варьироваться по размеру от 1/32 дюйма до 1/8 дюйма, и может быть сферической, вытянутой, трехлопастной или четырехлопастной формы. В некоторых вариантах осуществления, сырье, проходящее через зону катализатора, контактирует сперва с катализатором, заранее выбранным для удаления металлов, хотя также может происходить удаление серы, азота и ароматических соединений. Для удаления серы и азота могут быть использованы последовательные слои катализаторов, хотя ожидается, что они будут катализировать удаление металлов и/или реакции крекинга. Слой катализаторов для деметаллизации, когда он есть, может содержать катализатор(ы), имеющие средний размер пор, варьирующийся от 125 до 225 ангстрем, и объем порового пространства варьируется от 0,5-1,1 cm3/g. Слой катализаторов для деазотизации/десульфуризации может содержать катализатор(ы), имеющие средний размер пор, варьирующийся от 100 до 190 ангстрем, с объемом порового пространства 0,5-1,1 cm3/g. U.S. Pat. No. 4,990,243 описывает катализатор гидроочистки, имеющий размер пор по меньшей мере 60 ангстрем, и предпочтительно от примерно 75 ангстрем до примерно 120 ангстрем. Катализатор деметаллизации, пригодный для настоящего способа, описан, к примеру, в U.S. Pat. No. 4,976,848, полное раскрытие которого вложено здесь посредством ссылки для всех целей. Также катализатор, пригодный для десульфуризации тяжелых потоков, описан, к примеру, в U.S. Pat. No. 5,215,955 и 5,177,047, полное раскрытие которых вложено здесь посредством ссылки для всех целей. Катализатор, пригодный для десульфуризации среднего дистиллята, потока вакуумного газойля и потока лигроина, описан, к примеру, в in U.S. Pat. No. 4,990,243, полное раскрытие которого вложено здесь посредством ссылки для всех целей.

[0046] Пригодные катализаторы гидроочистки остатков включают катализатор, имеющий базу пористого огнеупора, составленную из алюминия, кварца, фосфора и различных их комбинаций. Один или более типов катализаторов могут быть использованы в качестве катализатора гидроочистки, и где используются два и более катализаторов, катализаторы можно представить в реакторной зоне как слои. Катализаторы в нижнем слое(ях) могут иметь хорошее деметализирующее действие. Катализаторы могут также иметь действия гидрирования и десульфуризации, и может иметь преимущество использование катализаторов с большим размером пор для максимизации удаления металлов. Катализаторы, имеющие эти характеристики, неоптимальны для удаления углеродистого остатка Конрадсона и серы. Средний размер пор в нижнем слое или слоях обычно будет по меньшей мере 60 ангстрем и во многих случаях будет значительно больше. Катализатор может содержать металл или комбинацию металлов вроде никеля, молибдена или кобальта. Катализаторы, пригодные в нижнем слое или слоях, описаны в U.S. Pat. Nos. 5,071,805 5,215,955, и 5,472,928. К примеру, те катализаторы, что описаны в U.S. Patent No. 5,472,928, и имеющие по меньшей мере 20% пор в диапазоне от 130 до 170 ангстрем, на основании азотной методики, могут быть пригодны в нижнем слое(ях) катализаторов. Катализаторы, присутствующие в верхнем слое или слоях зоны катализаторов, должны иметь более высокое действие гидрирования в сравнении с катализаторами в нижнем слое или слоях. Следовательно, катализаторы, пригодные в верхнем слое или слоях, можно характеризовать меньшим размером пор и более высокой способностью удалять углеродистые остатки Конрадсона, действиями деазотизации и десульфуризации. Обычно катализаторы содержат металлы вроде никеля, вольфрама, молибдена для усиления действия гидрирования. К примеру, те катализаторы, что описаны в U.S. Patent No. 5,472,928 и имеющие по меньшей мере 30% пор в диапазоне от 95 до 135 ангстрем, на основании азотного метода, могут быть пригодны в верхних слоях катализаторов. Катализаторы могут быть формованными катализаторами или сферическими катализаторами. В дополнение, плотный, менее рыхлый катализатор может использоваться на входе фиксированной зоны катализаторов для минимизации ломки частиц катализатора и захвата твердых частиц в продукте, извлеченном из реактора.

[0047] Специалист в данной области техники опознает, что различные слои катализаторов не могут быть сделаны из только одного катализатора, но могут состоять из смесей разных катализаторов, чтобы достичь оптимального уровня металлов или удаления углеродистых остатков Конрадсона и десульфуризации для данного слоя. Хотя некоторое гидрирование произойдет в нижней части зоны, удаление углеродистых остатков Конрадсона, азота и серы может иметь место в основном в верхнем слое или слоях. Очевидно, также будет иметь место удаление дополнительных металлов. Специфичный катализатор или смесь катализаторов, подобранных для каждого слоя, количество слоев в зоне, пропорциональный объем основы в каждом слое, специфичные подобранные условия гидроочистки будут зависеть от сырья, обрабатываемого установкой, требуемого продукта, который извлекается, равно как и коммерческих аспектов, например, стоимости катализатора. Все эти параметры в пределах компетенции специалиста нефтеперерабатывающей промышленности и не нуждаются в дополнительном уточнении здесь.

[0048] Как описано выше, варианты осуществления, раскрытые здесь, эффективно прогоняют вакуумные остатки и полуфабрикаты через множество реакторов гидрокрекинга, работающих каждый при различных жесткостях и обрабатывающих разные составы сырья с SDA, размещенной в способе, раздвигая границы переработки дальше тех, что были достижимы при исключительном использовании гидрокрекинга остатков. Дополнительно, более высокая переработка может достигаться использованием меньшего объема каталитического реактора в сравнении с другими схемами, предлагаемыми для достижения похожей переработки. Как результат, варианты осуществления, раскрытые здесь, могут обеспечивать сравнимую или усиленную переработку, но требуя меньших капитальных вложений. Дополнительно, варианты осуществления, раскрытые здесь, можно использовать для производства нефтяного топлива, имеющего менее 1% по массе меди, из остатков сырья с высоким содержанием меди, максимизируя переработку в целом.

[0049] Общая схема обработки, раскрытая здесь, может выполняться с использованием реакторов низких объемов, при этом достигая все еще высокой переработки. Также другие результирующие преимущества могут включать: снижение уровня потребления катализатора вследствие отбраковывания металлов в асфальте в SDA установке; снижение капитальных вложений; и исключение или значительное снижение в необходимости впрыска суспензии на входе в реакторы с кипящим слоем, среди прочих преимуществ.

[0050] Несмотря на то, что раскрытие включает ограниченное количество вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, понимающие преимущество этого раскрытия, будут принимать во внимание, что могут быть придуманы другие варианты осуществления, которые не выходят из объема изобретения. Соответственно, объем изобретения должен ограничиваться только присоединенными пунктами изобретения.

Настоящее изобретение относится к вариантам способа улучшения качества остатка углеводородов и к вариантам системы для его осуществления. Один из вариантов способа включает следующие стадии: контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем; извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем; контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии; извлечение второго выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии; контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем; извлечение третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем; фракционирование третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем для извлечения одной или более углеводородных фракций, включая вакуумную фракцию углеводородного остатка. Предлагаемое изобретение позволяет достигнуть высокой переработки углеводорода при использовании упрощенной технологии. 5 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ улучшения качества остатка углеводородов, содержащий:

контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем;

извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем;

контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии;

извлечение второго выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии;

контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем;

извлечение третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем;

фракционирование третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем для извлечения одной или более углеводородных фракций, включая вакуумную фракцию углеводородного остатка.

2. Способ по п. 1, в котором вторая реакторная система гидроконверсии содержит реактор с фиксированным слоем.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий рециркулирование вакуумной фракции углеводородного остатка в по меньшей мере одну из: первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем, второй реакторной системы гидроконверсии и второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем.

4. Способ по п. 1, дополнительно содержащий рециркулирование вакуумной фракции углеводородного газойля из упомянутой одной или более углеводородных фракций из третьего выходного потока в по меньшей мере одну из: первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем, второй реакторной системы гидроконверсии и второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем.

5. Способ по п. 1, в котором фракция углеводородного остатка содержит по меньшей мере одно из: нефтяной атмосферный или вакуумный остаток, деасфальтизат, смола деасфальтизатора, гидрокрекированный атмосферной колонной или вакуумной колонной нижний остаток, прямогонный вакуумный газойль, гидрокрекированный вакуумный газойль, текучая каталитически крекированная (FCC) суспензия в нефтепродукте, вакуумный газойль из способа с кипящим слоем, нефть сланцевого происхождения, нефть, полученная из угля, биологический полученная нефть, смола песчаного битума, талловое масло, нефтяное топливо.

6. Способ по п. 1, в котором контактирование в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем приводит к переработке углеводорода в диапазоне от примерно 25% до примерно 35% по массе и удалению металлов в диапазоне от примерно 50% до примерно 80% по массе.

7. Способ по п. 1, в котором контактирование во второй реакторной системе гидроконверсии приводит к переработке углеводорода в диапазоне от примерно 40% до примерно 55% по массе, уровню десульфуризации/деазотизации в диапазоне от примерно 70% до примерно 85% по массе и удалению углеродистого остатка Конрадсона в диапазоне от примерно 60% до примерно 70% по массе.

8. Способ по п. 1, в котором контактирование во второй реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем приводит к переработке углеводорода в диапазоне от примерно 30% до примерно 75% по массе, уровню десульфуризации/деазотизации в диапазоне от примерно 85% до примерно 95% по массе.

9. Способ по п. 1, в котором нефтяное топливо из упомянутой одной или более углеводородных фракций из третьего выходного потока имеет содержание серы около 1,0% по массе или меньше.

10. Способ по п. 1, в котором часть первого выходного потока, часть второго выходного потока и третий выходной поток подаются в общую систему фракционирования.

11. Способ по п. 1, в котором часть первого выходного потока и часть третьего выходного потока подаются в общую систему фракционирования.

12. Способ по п. 1, в котором переработка в целом фракции углеводородного остатка находится в диапазоне от приблизительно 70 до приблизительно 80% по массе.

13. Способ по п. 1, в котором температура во второй системе гидроконверсии с кипящим слоем выше, чем температура в первой системе гидроконверсии с кипящим слоем.

14. Способ по п. 1, дополнительно содержащий разделение первого выходного потока на жидкий продукт и парообразный продукт, причем контактирование первого выходного потока и водорода содержит контактирование жидкого продукта и водорода со вторым катализатором гидроконверсии.

15. Способ по п. 1, дополнительно содержащий разделение второго выходного потока на жидкий продукт и парообразный продукт, причем контактирование первого выходного потока и водорода содержит контактирование жидкого продукта и водорода с третьим катализатором гидроконверсии.

16. Система для улучшения качества остатка углеводородов, содержащая:

первую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии для получения первого выходного потока;

вторую реакторную систему гидроконверсии для контактирования первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии для создания второго выходного потока;

вторую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии для создания третьего выходного потока;

блок фракционирования для фракционирования третьего выходного потока для извлечения одной или более углеводородных фракций и вакуумной остаточной фракции.

17. Система по п. 16, в котором вторая реакторная система гидроконверсии включает реакторную систему гидроконверсии с фиксированным слоем.

18. Способ улучшения качества остатка углеводородов, содержащий:

контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем;

извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем;

контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии;

извлечение второго выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии;

контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакторной системе гидроконверсии;

извлечение третьего выходного потока из третьей реакторной системы гидроконверсии;

объединение первого выходного потока и третьего выходного потока для формирования объединенной подачи;

подача объединенной подачи в сепаратор для создания парообразной фракции и жидкой фракции;

фракционирование жидкой фракции для извлечения вакуумной остаточной фракции в первой системе фракционирования;

контактирование паровой фракции с четвертым катализатором гидроконверсии в четвертой реакторной системе гидроконверсии;

извлечение четвертого выходного потока из четвертой реакторной системы гидроконверсии;

фракционирование четвертого выходного потока для извлечения одной или более углеводородных фракций во второй системе фракционирования.

19. Система для улучшения качества остатка углеводородов, содержащая:

первую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии для получения первого выходного потока;

вторую реакторную систему гидроконверсии для контактирования первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии для создания второго выходного потока;

вторую реакторную систему гидроконверсии с кипящим слоем для контактирования второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии для создания третьего выходного потока; и

сепаратор для разделения комбинированных фракций первого выходного потока и третьего выходного потока для извлечения жидкой фракции и паровой фракции;

первый блок фракционирования для фракционирования жидкости для извлечения вакуумной остаточной фракции;

четвертая реакторная система гидроконверсии для контактирования паровой фракции с четвертым катализатором гидроконверсии для получения четвертого выходного потока; и

второй блок фракционирования для фракционирования четвертого выходного потока для извлечения одой или более углеводородных фракций.

20. Способ улучшения качества остатка углеводородов, содержащий:

контактирование фракции углеводородного остатка и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии;

извлечение первого выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии;

контактирование первого выходного потока и водорода со вторым катализатором гидроконверсии в первой реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем;

извлечение второго выходного потока из первой реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем;

контактирование второго выходного потока и водорода с третьим катализатором гидроконверсии во второй реакторной системе гидроконверсии с кипящим слоем;

извлечение третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем;

фракционирование третьего выходного потока из второй реакторной системы гидроконверсии с кипящим слоем для извлечения одной или более углеводородных фракций.