Заявление о приоритете по ранее поданное национальной заявке
В этой заявке запрашивается приоритет согласно заявке США № 62/357,251, поданной 30 июня 2016, содержание которой полностью включено в изобретение посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области переработки потоков сырой нефти.
Уровень техники
Дистилляционные колонны фракционируют потоки сырой нефти, извлеченные под землей. Обычно в дистилляционных колоннах сырая нефть разделяется на газообразный поток вверху и поток атмосферного остатка внизу колонны, с потоками промежуточных боковых фракций нафты, керосина, дизельного топлива, и атмосферного газойля. Обычно эти потоки боковых фракций подвергают отпариванию, чтобы удалить газы, охлаждают и закачивают обратно в колонну для съема тепла. Обычно нижний поток атмосферного остатка подают в вакуумную дистилляционную колонну, чтобы получить дистиллятный поток вакуумного газойля в головной части колонны и поток вакуумного остатка внизу.
Модульные небольшие нефтеперерабатывающие заводы с производительностью в диапазоне от 20000 до 50000 баррелей в сутки все чаще становятся выбором для нефтезаводчиков в удаленных регионах, особенно там, где необходимо быстро приспособиться к местным условиям и получить преимущества правительственных стимулов.
Дистилляционные колонны сырой нефти представляют собой специфический вызов для быстрого проектирования, поставки и сооружения. Например, типичная дистилляционная колонна сырой нефти, в которой обрабатываются 20000 баррелей сырой нефти в сутки, с пятью продуктами: нафта, керосин, дизельное топливо, атмосферный газойль и атмосферный остаток, обычно имеет высоту около 150 фут (45.7 м) и диаметр 12 фут (3.66 м). Поставка оборудования колонны в удаленные регионы представляет проблему в связи с его размером и массой. Кроме того, типичная дистилляционная колонна сырой нефти имеет трубную обвязку теплообменника, которая представляет собой сложную сеть разветвленных потоков, обводные трубопроводы насоса и холодильники продуктов. Энергетическая эффективность, достигаемая с использованием такой оптимизированной обвязки теплообменника, значительно увеличивает необходимое время проектирования и снижает гибкость работы установки.
Необходимы усовершенствованные способы фракционирования потоков сырой нефти в удалённом местонахождении. Кроме того, необходимо оборудование для процессов фракционирования потоков сырой нефти, которое можно транспортировать в удаленные регионы.
Краткое изложение изобретения
Авторы изобретения разработали способ и устройство для фракционирования потока сырой нефти в удаленных регионах. Дистилляционная колонна сырой нефти может производить только верхний поток дистиллята и нижний поток отбензиненной нефти. Эту колонну можно поместить в контейнер для смешанной перевозки, имеющий размеры 8.5 фут x 8.5 фут x 45 фут (2.59 х 2.59 х 13.7 м), причем колонна может перерабатывать в сутки 50000 баррелей сырой нефти.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана блок-схема способа и устройства настоящего изобретения.
На фиг. 2 показана блок-схема альтернативного способа и устройства настоящего изобретения.
Определения
Термин “сообщение” означает, что в рабочих условиях обеспечивается материальный поток между пронумерованными компонентами.
Термин “сообщение ниже по ходу потока” означает, что по меньшей мере часть материала, текущего к субъекту сообщения, расположенного ниже по ходу потока, может в рабочих условиях вытекать из расположенного выше по ходу потока объекта, с которым этот субъект сообщается.
Термин “сообщение выше по ходу потока” означает, что по меньшей мере часть материала, текущего из субъекта сообщения, расположенного выше по ходу потока, может в рабочих условиях течь к расположенному ниже по ходу потока объекту, с которым данный субъект сообщается.
Термин “прямое сообщение” означает, что поток из расположенного выше компонента поступает в расположенный ниже компонент, не подвергаясь изменениям состава в результате физического фракционирования или химического превращения.
Термин “колонна” означает дистилляционную колонну или колонны для разделения одного или нескольких компонентов с различной летучестью. Если не указано другое, каждая колонна включает холодильник в верхней части колонны для конденсации и возврата части потока, отводимого с верха колонны (верхнего погона или дистиллятного потока), обратно в верхнюю часть колонны. Сырье, поступающее в колонны, можно предварительно нагревать. Давление наверху представляет собой давление пара, отводимого с верха колонны, на выходе из колонны. Температура в нижней части означает температуру жидкого остатка на выходе. Трубопроводы верхнего погона и остаточного продукта относятся к трубной обвязке от колонны вниз по ходу потока любой флегмы или повторного испарения в колонне, если не указано другое. Отпарные колонны не включают кипятильник (рибойлер) внизу колонны, и вместо этого необходимый нагрев и движущая сила для разделения обеспечивается за счет флюидизированной инертной парообразной среды, такой как водяной пар.
Используемый в описании термин “истинная температура кипения” (ИТК) означает метод испытания для определения температуры кипения материала, который соответствует стандарту ASTM D-2892 для получения сжиженного газа, дистиллятных фракций, и остатка стандартизированного качества, на основе которого могут быть получены аналитические данные и определены показатели выхода указанных выше фракций, как по массе, так и по объему, по которым строится график зависимости количества дистиллята в масс.% от температуры, с использованием пятнадцати теоретических тарелок в колонне с флегмовым числом 5:1.
Используемый в описании термин “температура начала кипения” (ТНК) означает температуру, при которой материал начинает кипеть с использованием стандарта ASTM D-86.
Используемый в описании термин “T5” или “T95” означает температуру, при которой выкипают 5% или 95 объёмных процентов материала соответственно, в зависимости от обстоятельств, с использованием стандарта ASTM D-86.
Используемый в описании термин “диапазон кипения дизельного топлива” означает углеводороды, которые кипят в диапазоне между 132°C (270°F) и точкой отсечки дизельного топлива между 343°C (650°F) и 399°C (750°F) с использованием метода ИТК дистилляции.
Используемый в описании термин “сепаратор” означает сосуд, в котором имеется входной патрубок и, по меньшей мере, патрубки для выхода паров дистиллята и выхода жидкого остаточного продукта и, кроме того, возможно, имеется сливной патрубок водного потока из приемника. Испарительный барабан представляет собой тип сепаратора, который может быть в сообщении ниже по ходу потока с сепаратором, который можно эксплуатировать при повышенном давлении.
Подробное описание изобретения
Поставка модульной дистилляционной колонны сырой нефти делает возможным процесс дистилляции и переработки сырой нефти. Сырую нефть можно нагреть и затем разделить в дистилляционной колонне только на два жидких продукта. Степень разделения между легкими и тяжелыми продуктами можно регулировать с помощью скорости потока верхнего погона (дистиллятного продукта). Качество разделения между легкими и тяжелыми продуктами можно определить с помощью температуры входящего потока сырой нефти, эффективности внутренних деталей колонны, давления в колонне, и добавления пара для отпарки и десорбции, если это имеет место. Тепло отбирается от потока верхнего погона и донного потока путем подогревания входящего потока сырой нефти за счет теплообмена с потоком верхнего погона и донным потоком. В варианте осуществления дистиллятная фракция в диапазоне дизельного топлива может конденсироваться из верхнего погона в первом теплообменнике, и фракция в диапазоне нафты может конденсироваться во втором теплообменнике из газообразного потока, который не сконденсировался в первом теплообменнике.
Способ и устройство 10 для переработки потока сырой нефти в нефтяном трубопроводе 12 показаны на фиг. 1. Сырая нефть из источника может содержать весь или часть потока сырой нефти, извлеченной из скважины. Поток сырой нефти может быть тяжелым углеводородным потоком, содержащим тяжелую нефть или битум. Цельный битум может включать смолы и асфальтены, которые представляют собой сложные полиядерные углеводороды, и которые увеличивают вязкость сырой нефти и повышают температуру застывания. Неочищенное сырье также может включать традиционную сырую нефть, жидкое топливо из угля, остаточные масла, битуминозные пески, сланцевое масло, деасфальтизиованное масло и битуминозные фракции.
Обычно поток сырой нефти имеет удельный вес между 20 и 40 градусов API (0.934 - 0.825). Потоки парафиновой сырой нефти обычно имеют более высокое значение API, выше 25 градусов API (менее 0,904), но температуру застывания между 20° и 50°C. Вязкость потока сырой нефти может быть между 1 и 20000 сСт при 40°C. Сырая нефть может иметь диапазон температур кипения, в котором от 40 до 70 об.% потока кипят при 343°C (650°F). Поток сырой нефти в трубопроводе 12 обычно может подвергаться нагреванию и отделению нефтяной фазы от водной фазы для обезвоживания потока сырой нефти до фракционирования.
Поток сырой нефти в трубопроводе 12 может нагреваться путем теплообмена в теплообменнике 14 верхнего погона потоком дистиллята верхнего погона в трубопроводе 16 верхнего погона. В свою очередь, этот теплообменник охлаждает дистиллятный поток верхнего погона в трубопроводе 16 верхнего погона путем теплообмена с потоком сырой нефти в трубопроводе 12 сырой нефти. Нагретый поток сырой нефти в трубопроводе сырой нефти 18 может поступать в дистилляционную колонну сырой нефти 30. В одном аспекте нагретый поток сырой нефти может быть дополнительно нагрет путем теплообмена в теплообменнике донного продукта 20 с отбензиненным неочищенным потоком в линии донного продукта 22. Нагревание потока сырой нефти в теплообменнике донного продукта 20 может следовать после нагревания в теплообменнике верхнего погона. В свою очередь, этот теплообменник охлаждает отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта 22 путем теплообмена с нагретым потоком сырой нефти в трубопроводе 12. Дважды нагретый поток сырой нефти в дважды нагретой линии сырой нефти 24 может поступать в дистилляционную колонну сырой нефти 30. В дополнительном аспекте, дважды нагретый поток сырой нефти в дважды нагретой линии можно дополнительно нагревать в огневом нагревателе 26, чтобы получить нагретый огнем поток сырой нефти в линии 28 сырья для колонны. Затем нагретый огнем поток сырой нефти можно подавать в дистилляционную колонну сырой нефти 30 по линии 28 сырья для колонны. Вместо этого или дополнительно к нагреванию потока сырой нефти в огневом нагревателе 26, тепло в дистилляционную колонну сырой нефти 30 может быть добавлено с паром или другим инертным газом, добавленным по линии отпаривания 32, чтобы обеспечить достаточное количество тепла по требованиям дистилляции.
В дистилляционной колонне сырой нефти нагретый, дважды нагретый или нагретый огнем поток сырой нефти фракционируется, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона 16 и отбензиненный неочищенный поток в линии 22 донного продукта при точке отсечки между 288°C (550°F) и 371°C (700°F) и предпочтительно между 316°C (600°F) и 357°C (675°F). Резкий разрыв между верхним дистиллятным потоком и отбензиненным неочищенным потоком в колонне сырой нефти является необязательным, поскольку фракционирование в расположенных ниже по ходу потока последующих установках превращения обеспечит конечный продукт, удовлетворяющий техническим условиям.
Поскольку в дистилляционной колонне сырой нефти 30 получаются только два потока, для дистилляционной колонны сырой нефти требуются только 3-6 теоретических ступеней, что может быть осуществлено при высоте менее 12,2 м (40 фут). Поскольку резкий разрыв между двумя фракционируемыми потоками является необязательным, дистилляционная колонна сырой нефти 30 может быть спроектирована с диаметром меньше, чем 2,5 м (8,5 фут) для колонны, в которой фракционируется вплоть до 7949 кубометров (50000 баррелей) сырой нефти в сутки. Дистилляционную колонну сырой нефти можно поместить в стандартный контейнер для смешанной перевозки, с размерами 2,5 м x 2,5 м x 12,2 м (8,5 фут x 8,5 фут x 45 фут). Это обеспечивает транспортировку в весьма удаленные регионы, расположенные внутри страны. Однако производительность по сырой нефти достаточно велика для нефтезаводчиков, чтобы получить прибыль от эффекта масштаба.
Дистилляционная колонна сырой нефти может работать под избыточным давлением между 344 кПа (изб.) (50 фунт/кв.дюйм) и 689 кПа (изб.) (100 фунт/кв.дюйм), вместо типичного давления, немного выше атмосферного. При повышенном давлении уменьшается объем паров в верхней секции колонны, что позволяет уменьшить диаметр колонны. Однако при пониженном давлении может улучшаться разделение между дистиллятом и остаточной фракцией.
Подача пара по линии отпаривания 32 вниз дистилляционной колонны сырой нефти 30 минимизирована и составляет меньше типичных 28 кг пара на 1 кубометр отбензиненного неочищенного донного продукта в линии 22 (10 фунт пара/баррель донного продукта). В одном аспекте, подача пара составляет меньше 14 кг пара/кубометр отбензиненного неочищенного донного продукта в линии 22 (5 фунт пара/баррель донного продукта). В дополнительном аспекте, подача пара исключается. Однако введение отпаривающего пара может улучшать разделение между дистиллятом и остаточной фракцией.
Внутренние детали колонны 34 выбирают с целью максимального увеличения объемной скорости потока паров внутри верхней секции дистилляционной колонны сырой нефти 30. В одном аспекте, внутренние детали колонны 34 могут включать неупорядоченную насадку. Предпочтительно, внутренние детали колонны 34 содержат структурированную насадку. Максимальная производительность дистилляционной колонны 30 по сырой нефти определяется содержанием дистиллята в сырой нефти и желательной степенью разделения между дистиллятом и отбензиненной неочищенной фракцией. Производительность колонны может быть увеличена путем подбора внутренних деталей колонны 34, имеющих повышенную гидравлическую ёмкость, путем повышения давления в колонне, или путем уменьшения или исключения подачи отпаривающего пара.
Сбоку дистилляционной колонны сырой нефти 30 не нужно отбирать какие-либо боковые потоки. Соответственно, никакие боковые потоки не отпариваются в боковых отпарных колоннах, боковые потоки не охлаждаются и не закачиваются обратно в дистилляционную колонну сырой нефти 30. Исключаются обводные трубопроводы насоса, и орошение требуется только для одного верхнего разделения. Следовательно, весь материал, поданный в дистилляционную колонну сырой нефти 30 по линии сырья 28, при фракционировании покидает дистилляционную колонну сырой нефти 30 через трубопровод 16 верхнего погона или линию 22 донного продукта.
Верхний поток дистиллята в дистиллятном трубопроводе 16 охлаждается путем теплообмена в верхнем теплообменнике 14 и конденсируется. Охлажденный верхний дистиллятный поток в линии 38 транспортируется в приемник 40 верхнего погона. Разделение в приемнике 40 верхнего погона обеспечивает верхний газообразный поток в трубопроводе 42 для газа верхнего погона и жидкий дистиллятный поток в линии 44. Колонна может эксплуатироваться, чтобы минимизировать или исключить попадание газообразного потока верхнего погона в шлемовый трубопровод 42 для газа верхнего погона. Часть орошения жидкого дистиллятного потока в линии 44 подается как орошение обратно в дистилляционную колонну сырой нефти 30, и суммарный дистиллятный поток попадает в общий дистиллятный трубопровод 46. Степень отбора дистиллятного продукта через общий дистиллятный трубопровод 46 определяется регулирующим клапаном 46a на трубопроводе 46, который регулирует разделение между верхним дистиллятным потоком в трубопроводе 16 верхнего погона и отбензиненным неочищенным потоком в линии 22 донного продукта.
В одном аспекте, общий дистиллятный поток в общем дистиллятном трубопроводе 46 может включать фракции нафты, керосина и дизельного топлива. Общий дистиллятный поток можно совместно подвергать гидроочистке в реакторе гидроочистки 50. Поток водорода для гидроочистки в линии 52 из водородного трубопровода 60 можно добавлять в общий дистиллятный поток 46 в нагретом состоянии, возможно, в огневом нагревателе 54, и подавать в реактор гидроочистки 50 по линии 56 для сырья гидроочистки.
Гидроочистка представляет собой процесс, в котором водород контактирует с углеводородами в присутствии катализаторов гидроочистки, которые обладают активностью, главным образом, для удаления гетероатомов, таких как сера и азот, и металлы из углеводородного сырья. При гидроочистке, могут насыщаться углеводороды с двойными и тройными связями. Кроме того, могут насыщаться ароматические соединения.
В реакторе гидроочистки 50 могут находиться слои 58 катализатора гидроочистки. После защитного слоя могут следовать один или несколько слоев высококачественного катализатора гидроочистки. В защитном слое фильтруются твёрдые частицы и захватываются загрязнения в потоке углеводородного сырья, такие как металлы, подобные никелю, ванадию, кремнию и мышьяку, которые дезактивируют катализатор. Защитный слой может содержать материал, аналогичный катализатору гидроочистки. Тяжёлая хвостовая часть общего дистиллятного потока из дистилляционной колонны сырой нефти 30 может быть исключена с помощью небольшого количества катализатора гидрокрекинга в реакторе гидроочистки 50. Дополнительный водород из линии 62 дополнительного водорода для гидроочистки может быть добавлен в промежуточном местоположении между слоями 58 катализатора в реакторе 50 гидроочистки.
Подходящими катализаторами гидроочистки для использования в реакторе гидроочистки являются традиционные катализаторы гидроочистки, включая те, которые состоят, по меньшей мере, из одного металла VIII группы, предпочтительно железо, кобальт и никель, более предпочтительно кобальт и/или никель и, по меньшей мере, одного металла VI группы, предпочтительно молибден и вольфрам, на материале носителя с высокой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы. В реакторе 50 гидроочистки могут быть использованы несколько типов катализатора гидроочистки. Обычно металл VIII группы присутствует в количестве, изменяющемся от 2 до 20 масс.%, предпочтительно от 4 до 12 масс.%. Металл VI группы обычно присутствует в количестве, изменяющемся от 1 до 25 масс.%, предпочтительно от 2 до 25 масс.%.
Предпочтительные условия процесса в реакторе 50 гидроочистки включают температуру от 290°C (550°F) до 455°C (850°F), целесообразно от 316°C (600°F) до 427°C (800°F) и предпочтительно от 343°C (650°F) до 399°C (750°F), давление от 2,1 МПа (изб.) (300 фунт/кв.дюйм), предпочтительно 4,1 МПа (изб.) (600 фунт/кв.дюйм) до 20,6 МПа (изб.) (3000 фунт/кв.дюйм), целесообразно от 13,8 МПа (изб.) (2000 фунт/кв.дюйм), предпочтительно 12,4 МПа (изб.) (1800 фунт/кв.дюйм), объемную скорость подачи жидкости свежего углеводородного сырья от 0,1 ч-1, целесообразно от 0,5 ч-1 до 10 ч-1, предпочтительно от 1,5 до 8,5 ч-1, и подачу водорода от 168 нм3/м3 (1000 ст. куб.фут/баррель), до 1011 нм3/м3 нефти (6000 ст. куб.фут/баррель), предпочтительно от 168 нм3/м3 нефти (1000 ст. куб.фут/баррель) до 674 нм3/м3 нефти (4000 ст. куб.фут/баррель), с катализатором гидроочистки или комбинацией катализаторов гидроочистки.
Общий дистиллятный поток в линии 56 сырья гидроочистки подвергается гидроочистке на катализаторе в первом реакторе 50 гидроочистки, чтобы получить очищенный поток, который выходит из первого реактора 50 гидроочистки в линию потока 70, выходящего после гидроочистки. Гидроочищенный поток можно разделить при охлаждении и пониженном давлении, отпарить от кислых газов и фракционировать на потоки продуктов - нафты, керосина и дизельного топлива. Газообразный водород, выделенный из гидроочищенного потока, может быть очищен от аммиака и сероводорода, компримирован и возвращен обратно в линию 52.
Отбензиненный неочищенный поток в линии 22 может быть подвергнут гидрокрекингу в продукты, кипящие при точке отсечки дизельного топлива или ниже этой точки. Отбензиненный неочищенный поток в линии 22 донного продукта может быть охлажден путем теплообмена с потоком сырой нефти из трубопровода 18 в теплообменнике 20, чтобы получить охлажденный отбензиненный неочищенный поток в линии 72 охлажденного отбензиненного неочищенного потока. Охлажденный отбензиненный неочищенный поток в линии 72 охлажденного отбензиненного неочищенного потока может содержать тяжелые металлы. В одном аспекте, охлажденный отбензиненный неочищенный поток может быть подвергнут необязательной обработке с целью удаления серы, азота и тяжелых металлов в соответствующей установке 74. В альтернативном аспекте весь охлажденный отбензиненный неочищенный поток поступает в реактор 80 гидрокрекинга.
Необязательная установка 74 для удаления тяжелых металлов может содержать одну или несколько установок для удаления тяжелых металлов, такую как вакуумная дистилляционная колонна, рекомендованная, например, в патенте США № 8,231,775 B2; установка деасфальтизации растворителем, рекомендованная, например, в патенте США 9,284,499 B2; установка экстракции остатка ионной жидкостью, рекомендованная, например, в патенте США 8,608,950 B2; и установка гидроочистки остатка, рекомендованная, например, в патенте США 9,181,500 B2. Очищенный поток отбензиненной нефти выходит из установки 74 для удаления тяжелых металлов в линию 76 очищенного потока, который транспортируется в реактор 80 гидрокрекинга. Тяжелый поток, обогащенный металлами, выводится из установки 74 для удаления тяжелых металлов в линию 78.
Поток водорода для гидрокрекинга в линии 82 из трубопровода водорода 60 можно добавлять в отбензиненный неочищенный поток в линии 72 охлажденного отбензиненного неочищенного потока или в линию 76 очищенного потока, нагревать, возможно, в огневом нагревателе 84, и подавать в реактор гидрокрекинга 80 по линии 86 для сырья гидрокрекинга.
Гидрокрекинг представляет собой процесс, при котором углеводороды крекируются в присутствии водорода и катализатора гидрокрекинга с образованием углеводородов с меньшей молекулярной массой. Реактор 80 гидрокрекинга может быть реактором с неподвижным слоем, который содержит один или несколько аппаратов, имеющих один или множество слоев катализатора 88 в каждом сосуде, и различные комбинации катализатора гидроочистки, катализатора гидроизомеризации и/или катализатора гидрокрекинга в одном или нескольких сосудах. Реактор 80 гидрокрекинга может эксплуатироваться в традиционной непрерывной газовой фазе, непрерывной жидкой фазе, с подвижным слоем катализатора или в реакторе гидрогенизационной обработки с флюидизированным слоем катализатора.
Реактор 80 гидрокрекинга включает в себя множество слоев катализатора гидрокрекинга 88. Если реактор гидрокрекинга работает без использования установки 74 для удаления тяжелых металлов, то первый слой катализатора 88 в реакторе 80 гидрокрекинга может включать катализатор гидроочистки с целью удаления металлов, серы или азотa из отбензиненного неочищенного потока, до того как подвергнуть его гидрокрекингу с катализатором гидрокрекинга в последующих аппаратах или слоях катализатора 88 в реакторе 80 гидрокрекинга. В качестве альтернативы, первый или расположенный выше слой в первом реакторе гидрокрекинга 80 может содержать слой катализатора гидрокрекинга 88.
Гидрокрекинг отбензиненного потока сырой нефти в линии сырья 86 для реактора гидрокрекинга подвергается гидрокрекингу над катализатором гидрокрекинга в слоях 88 катализатора гидрокрекинга в присутствии потока водорода для гидрокрекинга, чтобы получить поток продукта гидрокрекинга. Дополнительный водород из линий 92, 94 дополнительного водорода для гидрокрекинга может быть добавлен в промежуточном местоположении между слоями катализатора 88 в реакторе 80 гидрокрекинга, таким образом, дополнительный водород смешивается с подвергнутым гидрокрекингу потоком, выходящим из расположенного выше слоя катализатора 88 до поступления в расположенный ниже слой катализатора 88.
Реактор 80 гидрокрекинга может обеспечить общую степень превращения, по меньшей мере, 20 об.% и обычно больше, чем 60% от объема гидрокрекированного потока сырья в линии сырья 86 для реактора гидрокрекинга, в продукты, кипящие ниже точки отсечки дизельного топлива. Реактор 80 гидрокрекинга может работать при частичной степени превращения больше, чем 30% от объема или при полном превращении, по меньшей мере, 90% от объема сырья, в расчете на полное превращение. Реактор 80 гидрокрекинга может работать в условиях мягкого гидрокрекинга, в которых можно обеспечить общее превращение от 20 до 60 % по объему, предпочтительно от 20 до 50 об.%, потока углеводородного сырья в продукты, кипящие ниже точки отсечки дизельного топлива.
В катализаторе гидрокрекинга могут быть использованы аморфные алюмосиликатные носители или низкоуровневые цеолитные носители, объединенные с одним или несколькими гидрирующими компонентами - металлами из VIII группы или из VIB группы, если желательным является мягкий гидрокрекинг, чтобы получить сбалансированное отношение среднего дистиллята и бензина. В другом аспекте, когда средний дистиллят является более предпочтительным в превращенном продукте, чем получение бензина, частичный или полный гидрокрекинг может быть осуществлен в реакторе 80 гидрокрекинга в присутствии катализатора, который обычно содержит любой крекирующий носитель – кристаллический цеолит, на который нанесен гидрирующий компонент - металл VIII группы. Дополнительные гидрирующие компоненты для введения в цеолитный носитель могут быть выбраны из металла VI группы.
Цеолитные носители для крекинга иногда называют в этой области техники молекулярными ситами, и обычно они состоят из диоксида кремния, оксида алюминия и одного или нескольких катионов, способных к обмену, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные элементы и др. Цеолиты дополнительно характеризуются порами в кристалле с относительно однородным диаметром между 4 и 14 Ангстрем (10-10 м). Предпочтительно используются цеолиты, имеющие относительно высокое молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия между 3 и 12. Подходящие цеолиты природного происхождения включают, например, морденит, стильбит, гейландит, ферриеит, дахиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, кристаллические типы B, X, Y и L, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительными являются такие цеолиты, которые имеют диаметр пор в кристалле между 8 и 12 Ангстрем (10-10 м), в которых молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Одним примером цеолита в предпочтительной группе является синтетическое молекулярное сито Y.
Цеолиты природного происхождения обычно находятся в натриевой форме, в форме щелочноземельных металлов, или смешанных формах. Синтетические цеолиты почти всегда сначала получают в натриевой форме. В любом случае, для использования в качестве базового катализатора крекинга предпочтительно, чтобы большая часть или все исходные одновалентные металлы в цеолите подверглись ионному обмену с солью многовалентного металла и/или солью аммония с последующим нагреванием, чтобы разложить ионы аммония, связанные с цеолитом, оставляя вместо этого ионы водорода и/или обменные центры, которые фактически декатионируются при дальнейшем удалении воды. Водородные или “декатионированные” Y цеолиты такого типа более подробно описаны в патенте США № 3,100,006.
Смешанные многовалентные металл-водородные цеолиты могут быть получены путем ионного обмена сначала с солью аммония, затем проводится частичный обратный обмен с солью многовалентного металл с последующим прокаливанием. В некоторых случаях, как в случае с синтетическим морденитом, водородные формы могут быть получены путем прямой кислотной обработки цеолитов с щелочными металлами. В одном аспекте, предпочтительными базовыми катализаторами крекинга являются те, в которых имеется, по меньшей мере, дефицит 10 масс.%, и предпочтительно, по меньшей мере, 20 масс.%, металлических катионов, в расчете на исходную ионообменную емкость. В другом аспекте, желательным и стабильным классом цеолитов являются те, в которых, по меньшей мере, 20 масс.% ионообменной емкости занята ионами водорода.
Активными металлами, используемыми в предпочтительных первых катализаторах гидрокрекинга настоящего изобретения в качестве гидрирующих компонентов, являются металлы VIII группы, то есть, железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. Кроме указанных металлов, также могут быть использованы другие промоторы в сочетании с ними, включая металлы VIB группы, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может изменяться в широких пределах. В общих чертах, может быть использовано любое количество между 0.05% и 30 масс.%. В случае благородных металлов, обычно предпочитают использовать от 0.05 до 2 масс.% благородного металла.
Указанные выше катализаторы могут быть использованы в неразбавленном виде, или порошкообразный катализатор может смешиваться и таблетироваться вместе с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими, такими как оксид алюминия, силикагель, когелями диоксида кремния-оксида алюминия, активными глинами и тому подобными в соотношениях, изменяющихся между 5 и 90 масс.%. Эти разбавители могут быть использованы как таковые, или они могут содержать небольшую долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл VIB группы и/или металл VIII группы. Дополнительно промотированные металлом катализаторы гидрокрекинга также могут быть использованы в способе настоящего изобретения, которые включают, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Более подробно кристаллические хромосиликаты описаны в патенте США 4,363,718.
В одном подходе, условия гидрокрекинга могут включать температуру от 290°C (550°F) до 468°C (875°F), предпочтительно от 343°C (650°F) до 445°C (833°F), избыточное давление от 4,8 МПа (700 фунт/кв. дюйм) до 11,0 МПа (1600 фунт/кв. дюйм), предпочтительно избыточное давление не больше, чем 6,9 МПа (1000 фунт/кв. дюйм), объемную скорость подачи жидкости (LHSV) от 0,4 до меньше, чем 2,5 час-1 и соотношение водород/углеводороды от 421 нм3/м3 (2500 куб.фут/баррель) до 2527 нм3/м3 (15000 куб.фут/баррель). Если желательным является мягкий гидрокрекинг, то условия могут включать температуру от 315°C (600°F) до 441°C (825°F), избыточное давление от 5,5 МПа (800 фунт/кв. дюйм) до 8,3 МПа (1200 фунт/кв. дюйм) и предпочтительно избыточное давление не больше, чем 6,9 МПа (1000 фунт/кв. дюйм), объемную скорость подачи жидкости (LHSV) от 0,5 до 2 час-1 и предпочтительно от 0,7 до 1.5 час-1 и соотношение водород/углеводороды от 421 нм3/м3 (2500 куб.фут/баррель) до 1685 нм3/м3 (10000 куб.фут/баррель).
Подвергнутый гидрокрекингу поток может выходить из реактора 80 гидрокрекинга по линии 90 и его можно разделить при охлаждении и пониженном давлении, отпарить от кислых газов и фракционировать на потоки продуктов - нафты, керосина и дизельного топлива. Непревращенную нефть можно рециркулировать в реактор 80 гидрокрекинга или направлять в установку флюидного каталитического крекинга. Газообразный водород, выделенный из гидрокрекированного потока, может быть очищен от аммиака и сероводорода, компримирован и возвращен обратно в линию водорода 82. Лёгкие фракции в отбензиненном неочищенном потоке из дистилляционной колонны 30 сырой нефти будут проходить через реактор 80 гидрокрекинга, что не будет приводить к значительной потере выхода топлива.
На фиг. 2 приведен способ и устройство 10’ альтернативный фиг. 1, где дистиллят верхнего потока разделяется на легкий и тяжелый дистиллятные потоки. Многие элементы фиг. 2 имеют такую же конфигурацию, как на фиг. 1 и имеют такой же номер позиции. Элементам на фиг. 2, которые соответствуют элементам на фиг. 1, но имеют другую конфигурацию, присвоен такой же номер позиции, как на фиг. 1, но они помечены знаком штриха (‘).
В варианте осуществления фиг. 2, суммарный дистиллятный поток в общем трубопроводе дистиллята 46’ содержит поток тяжелого дистиллята, который подвергается гидроочистке в реакторе гидроочистки 50’ дистиллята, как описано для фиг. 1. Однако верхний газообразный поток в трубопроводе 42’ для газа верхнего погона охлаждается путем теплообмена в верхнем теплообменнике 100 для газа и конденсируется. Охлажденный верхний газообразный поток в линии 102 транспортируется в верхний приемник 104 для газа. При разделении газа в верхнем приемнике 104 получается отходящий газообразный поток в линии 106 отходящего газа и жидкий поток легкого дистиллята в дистиллятной линии 108, содержащий нафту.
В одном аспекте, верхний газообразный поток охлаждается путем теплообмена с потоком сырой нефти из нефтяного трубопровода 12’ за счет охлаждения верхнего газообразного потока в трубопроводе 42’ газа верхнего погона, и поток сырой нефти нагревается до теплообмена нагретого потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком в трубопроводе 16 верхнего погона. Однократно нагретый поток сырой нефти по линии 110 транспортируется из верхнего теплообменника 100 для газа к дистиллятному теплообменнику 14’, и нагретый поток сырой нефти подвергается теплообмену с верхним дистиллятным потоком в трубопроводе 16 верхнего погона, чтобы передать дополнительное тепло однократно нагретому потоку сырой нефти в линии 110 и охладить верхний дистиллятный поток в трубопроводе 16. Дважды нагретый поток сырой нефти в линии 18’ транспортируется из теплообменника 14’ верхнего погона в теплообменник 20 донного продукта. Отбензиненный неочищенный поток в линии 22 донного продукта охлаждается путем теплообмена с дважды нагретым потоком сырой нефти из линии 18’ после того, как поток сырой нефти подвергается теплообмену с верхним дистиллятным потоком в трубопроводе 16. Затем трижды нагретый поток сырой нефти из теплообменника донного продукта 20 по линии 24 направляется на переработку, как показано на фиг. 1.
В одном аспекте, поток легкого дистиллята в линии легкого дистиллята 108 подвергается гидроочистке в реакторе легкой гидроочистки 120, отдельно от потока тяжелого дистиллята в линии 46’, который очищается в реакторе глубокой гидроочистки 50’. Поток водорода для легкой гидроочистки в линии 122 из водородного трубопровода 60 можно добавлять к потоку легкого дистиллята в трубопроводе 108 легкого дистиллята, нагревать, возможно, в огневом нагревателе 124, и подавать в реактор 120 легкой гидроочистки по линии сырья 126 для реактора легкой гидроочистки.
Реактор 120 легкой гидроочистки может содержать слои 128 катализатора гидроочистки. После защитного слоя могут следовать один или несколько слоев высококачественного катализатора гидроочистки. В защитном слое фильтруются твёрдые частицы и захватываются загрязнения в потоке углеводородного сырья, такие как металлы, подобные никелю, ванадию, кремнию и мышьяку, которые дезактивируют катализатор. Защитный слой может содержать материал, аналогичный катализатору гидроочистки. Тяжёлая хвостовая часть общего дистиллятного потока из дистилляционной колонны сырой нефти 30 может быть исключена с помощью небольшого количества катализатора гидрокрекинга в реакторе 120 легкой гидроочистки.
Дополнительный водород из линии 130 дополнительного водорода для гидроочистки может быть добавлен в промежуточном местоположении между слоями катализатора 128 в реакторе 120 легкой гидроочистки. Катализатор гидроочистки и рабочие условия в реакторе 120 легкой гидроочистки могут быть такими же (или другими) как для катализатора гидроочистки в реакторе гидроочистки 50’.
Поток легкого дистиллята в линии 126 сырья для реактора 120 легкой гидроочистки подвергается очистке над катализатором гидроочистки в реакторе 120 легкой гидроочистки, чтобы получить легкий гидроочищенный поток, который покидает реактор 120 легкой гидроочистки по линии 132 выходящего потока легкой гидроочистки. Гидроочищенный поток можно разделить при охлаждении и пониженном давлении, отпарить от кислых газов и фракционировать на потоки продуктов - нафты, керосина и дизельного топлива. Газообразный водород, выделенный из потока легкой гидроочистки, может быть очищен от аммиака и сероводорода, компримирован и возвращен обратно в линию 122.
Остальные позиции на фиг. 2 такие же, как на фиг. 1.
Конкретные варианты осуществления
Хотя следующий текст приведен в связи с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что этот текст предназначен для иллюстрации, и не ограничивает объем предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Первым воплощением изобретения является способ переработки потока сырой нефти, который включает фракционирование потока в колонне для сырой нефти, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона и отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта при точке отсечки между 288° и 371°C (550° и 700°F); охлаждение верхнего дистиллятного потока и конденсацию верхнего дистиллятного потока, чтобы получить суммарный дистиллятный поток и верхний газообразный поток; и теплообмен отбензиненного неочищенного потока с потоком сырой нефти; где все сырье, поступившее в колонну, при фракционировании выходит по линии верхнего погона или линии донного продукта. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, где, по меньшей мере, 40 об.% потока сырой нефти кипит при 343°C. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие охлаждение верхнего дистиллятного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие охлаждение отбензиненного неочищенного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти, после теплообмена потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, где общий дистиллятный поток включает в себя тяжелый дистиллятный поток и дополнительно включает охлаждение верхнего газообразного потока, чтобы получить поток легкого дистиллята и отходящий газообразный поток. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие охлаждение верхнего газообразного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти, до теплообмена потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие охлаждение отбензиненного неочищенного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти после теплообмена потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие гидроочистку общего дистиллятного потока. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие гидрокрекинг отбензиненного потока сырой нефти. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе, вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающие гидроочистку тяжелого дистиллятного потока и потока легкого дистиллята.
Вторым воплощением изобретения является способ переработки потока сырой нефти, который включает фракционирование потока сырой нефти в колонне для сырой нефти, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона и отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта при точке отсечки между 600° и 700°F; охлаждение верхнего дистиллятного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти и конденсацию верхнего дистиллятного потока, чтобы получить суммарный дистиллятный поток и верхний газообразный поток; и теплообмен отбензиненного неочищенного потока с потоком сырой нефти; где все сырье, поступившее в колонну, при фракционировании выходит по линии верхнего погона или линии донного продукта. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, где от 40 до 70 об.% потока сырой нефти кипят при 343°C. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, где общий дистиллятный поток содержит тяжелый дистиллятный поток и дополнительно включает охлаждение верхнего газообразного потока, чтобы получить поток легкого дистиллята и отходящий газообразный поток. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающий гидроочистку общего дистиллятного потока. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающий гидрокрекинг отбензиненного потока сырой нефти. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающий гидроочистку тяжелого дистиллятного потока и потока легкого дистиллята.
Третьим воплощением изобретения является способ переработки потока сырой нефти, который включает фракционирование потока сырой нефти в колонне для сырой нефти, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона и отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта; охлаждение верхнего дистиллятного потока и конденсацию верхнего дистиллятного потока, чтобы получить суммарный дистиллятный поток и верхний газообразный поток; теплообмен отбензиненного неочищенного потока с потоком сырой нефти; гидроочистку общего дистиллятного потока; и гидрокрекинг отбензиненного потока сырой нефти; где все сырье, поступившее в колонну, при фракционировании выходит по линии верхнего погона или линии донного продукта. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, дополнительно включающий точку отсечки между верхним дистиллятным потоком и отбензиненным неочищенным потоком между 600° и 700°F. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, в котором общий дистиллятный поток содержит тяжелый дистиллятный поток и дополнительно включает охлаждение верхнего газообразного потока, чтобы получить поток легкого дистиллята и отходящий газообразный поток; и гидроочистку тяжелого дистиллятного потока и потока легкого дистиллята. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, где, по меньшей мере, 40 об.% потока сырой нефти кипит при 343°C.
Без дальнейшего уточнения авторы полагают, что, используя предшествующее описание, специалист в этой области техники сможет использовать настоящее изобретение в его наиболее полном объеме и легко установит существенные характеристики настоящего изобретения, без отступления от его сущности и объема, для того чтобы сделать различные изменения и модификации изобретения и чтобы адаптировать его к различным областям применения и условиям. Следовательно, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать только как иллюстративные, и не ограничивающие оставшуюся часть описания каким-либо образом, причем они предназначены для охвата различных модификаций и эквивалентных компоновок устройства, включенных в объем прилагаемой формулы изобретения.
В изложенном описании все температуры приведены в градусах Цельсия и, все части и проценты являются массовыми, если не указано другое.
Изобретение относится к способу переработки потока сырой нефти, который включает фракционирование потока сырой нефти в колонне для сырой нефти, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона и отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта при точке отсечки между 288 и 371°C (550° и 700°F); охлаждение верхнего дистиллятного потока и конденсацию верхнего дистиллятного потока, чтобы получить суммарный дистиллятный поток и верхний газообразный поток; и теплообмен отбензиненного неочищенного потока с потоком сырой нефти; где все сырье, поступившее в колонну, при фракционировании выходит по линии верхнего погона или линии донного продукта. Модульная дистилляционная колонна обеспечивает способ и устройство для дистилляции и переработки сырой нефти. Сырую нефть можно нагреть и затем разделить в дистилляционной колонне сырой нефти только на два жидких продукта. Разделение между легкими и тяжелыми продуктами можно регулировать с помощью скорости потока дистиллятного продукта. Тепло из дистиллятного потока и потока донного продукта извлекается путем предварительного нагревания входящего потока сырой нефти путем теплообмена с потоком верхнего погона и донным потоком. В варианте осуществления дистиллятная фракция в диапазоне дизельного топлива может конденсироваться из потока верхнего погона в первом теплообменнике и фракция в диапазоне нафты может конденсироваться во втором теплообменнике из газообразного потока, который не сконденсировался в первом теплообменнике. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.
1. Способ переработки потока сырой нефти, который включает:
фракционирование потока сырой нефти в колонне для сырой нефти, чтобы получить верхний дистиллятный поток в линии верхнего погона и отбензиненный неочищенный поток в линии донного продукта при точке отсечки между 288 и 371°C (550° и 700°F);
охлаждение верхнего дистиллятного потока и конденсацию верхнего дистиллятного потока, чтобы получить суммарный дистиллятный поток и верхний газообразный поток; и
теплообмен отбензиненного неочищенного потока с потоком сырой нефти;
где все сырье, поступившее в колонну, при фракционировании выходит по линии верхнего погона или линии донного продукта.
2. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере 40 об.% указанного потока сырой нефти кипит при 343°C.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий охлаждение верхнего дистиллятного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти.
4. Способ по п. 3, дополнительно включающий охлаждение отбензиненного неочищенного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти после теплообмена потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком.
5. Способ по п. 1, в котором общий дистиллятный поток содержит тяжелый дистиллятный поток, дополнительно включающий охлаждение верхнего газообразного потока, чтобы получить поток легкого дистиллята и отходящий газообразный поток.
6. Способ по п. 5, дополнительно включающий охлаждение верхнего газообразного потока путем теплообмена с потоком сырой нефти перед теплообменом потока сырой нефти с потоком верхнего дистиллята.
7. Способ по п. 6, дополнительно включающий охлаждение отбензиненного неочищенного потока путем теплообмена его с потоком сырой нефти после теплообмена потока сырой нефти с верхним дистиллятным потоком.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий гидроочистку общего дистиллятного потока.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий гидрокрекинг отбензиненного потока сырой нефти.
10. Способ по п. 5, дополнительно включающий гидроочистку тяжелого дистиллятного потока и потока легкого дистиллята.
| SURINDER PARKASH "Petroleum Fuels Manufacturing HANDBOOK", 2010 | |||
| SURINDER PARKASH "Refining Processes Handbook", 2003, ELSEVIER | |||
| Способ ректификации нефтяного сырья | 1980 |
|
SU950748A1 |
