СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВОДОРОДА И СЖИЖЕННОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ИЗ ГАЗООБРАЗНЫХ ПОТОКОВ Российский патент 2019 года по МПК C01B3/50 B01D53/14 C10G47/00 

По заявке испрашивается приоритет по заявке на патент США №62/316474, поданной 31.03.2016, содержание которой полностью включено в данную заявку посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к гидрообработке потоков углеводородов, в частности, к извлечению водорода и сжиженного нефтяного газа (СНГ) из подвергнутых гидрообработке потоков углеводородов.

Уровень техники

Гидрообработка может включать процессы, которые превращают углеводороды в присутствии катализатора гидрообработки и водорода в более ценные продукты. Гидрокрекинг представляет собой процесс гидрообработки, в котором углеводороды расщепляются в присутствии водорода и катализатора гидрокрекинга на углеводороды с более низкой молекулярной массой. В зависимости от желаемого выхода установка гидрокрекинга может содержать один или большее количество неподвижных слоев одного и того же или различных катализаторов. Суспензионный гидрокрекинг представляет собой суспензионный каталитический процесс, используемый для крекинга остаточного сырья до газойлей и топлива.

Установки для извлечения продуктов гидрообработки обычно включают ряд сепараторов для охлаждения и снижения давления гидрообработанного выходящего потока и отделения газообразных потоков от жидких потоков, и отпарную колонну для отпаривания гидрообработанной жидкости с помощью отпаривающей среды, такой как водяной пар, для удаления нежелательного сероводорода. Отпаренный поток затем обычно нагревают и подвергают фракционированию в колонне фракционирования продуктов для извлечения таких продуктов как нафта, керосин и дизельное топливо. Более легкие углеводороды могут быть извлечены из сконденсированного головного потока.

Для функционирования нефтеперерабатывающего предприятия водород имеет первостепенное значение, и извлечение водорода значительно повышает экономичность этого предприятия. Установки адсорбции при переменном давлении (короткоцикловой адсорбции) (PSA) являются эффективными установками для очистки водорода посредством адсорбции молекул большего размера из потока, содержащего водород, при высоком давлении, и последующего выделения молекул большего размера при изменении давления до более низкого давления с получением потока хвостовых газов.

Во многих областях важным материалом для получения нефтехимических продуктов и выработки топлива является также СНГ, и поэтому дополнительное извлечение СНГ может увеличивать прибыль. Нафта также является полезной в качестве исходного сырья для нефтехимических продуктов и топлива, и ее дополнительное извлечение является желательным.

Следовательно, существует постоянная необходимость в усовершенствованных способах извлечения водорода, СНГ и нафты из гидрообработанных выходящих потоков.

Раскрытие изобретения

В соответствии с настоящим изобретением обеспечивается способ извлечения водорода и СНГ из отделенного газообразного гидрообработанного потока и газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны при увеличении давления газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны. Оба этих потока или все три потока могут быть вместе последовательно подвергнуты абсорбции поглотителем и извлечению водорода.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - схематическое изображение установки гидрообработки с секцией извлечения продукта.

Фиг.2 - схематическое изображение установки гидрообработки с альтернативным выполнением секции извлечения продукта.

Фиг.3 - схематическое изображение установки гидрообработки с еще одним альтернативным выполнением секции извлечения продукта.

Используемая терминология

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

Термин «сообщение ниже по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, проходящего к объекту, находящемуся в сообщении ниже по потоку, может при функционировании проходить от объекта, с которым он сообщается.

Термин «сообщение выше по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, проходящего от объекта, находящегося в сообщении выше по потоку, может при функционировании проходить к объекту, с которым он сообщается.

Термин «непосредственное сообщение» означает, что поток от компонента, расположенного выше по потоку, поступает в компонент, находящийся ниже по потоку, не претерпевая изменения состава вследствие физического фракционирования или химического превращения.

Термин «байпас» означает, что объект не сообщается ниже по потоку с субъектом байпасирования по меньшей мере в том случае, когда осуществляется байпасирование.

Используемый здесь термин «поток, обогащенный компонентом», означает, что обогащенный компонентом поток, выходящий из резервуара, имеет более высокую концентрацию указанного компонента, чем сырье, поступающее в этот резервуар.

Используемый здесь термин «поток, обедненный компонентом», означает, что обогащенный компонентом поток, выходящий из резервуара, имеет более низкую концентрацию указанного компонента, чем сырье, поступающее в этот резервуар.

Термин «колонна» означает дистилляционную колонну или колонны, предназначенные для отделения одного или большего числа компонентов с различной летучестью. Если не оговорено иное, каждая колонна содержит наверху конденсатор, служащий для конденсации и возврата части головного потока обратно на верх колонны, и ребойлер в нижней части колонны для испарения и направления части кубового потока обратно в нижнюю часть колонны. Абсорбционные и промывные колонны не содержат конденсатора на верху колонны, служащего для конденсации и возврата части головного потока на верх колонны, и ребойлера в нижней части колонны для испарения и направления части кубового потока обратно в нижнюю часть колонны. Сырье, направляемое в колонны, может быть предварительно нагрето. Давление головного потока представляет собой давление паров, отводимых с верха колонны, на выпуске для паров этой колонны. Температура кубового потока представляет собой температуру на выпуске отводимого жидкого кубового потока. Головные линии и линии кубового потока относятся к результирующим линиям из колонны ниже по ходу потока от места возврата флегмы или возврата потока повторного кипячения в колонну, если не указано иное. В отпарных колоннах ребойлер в нижней части колонны обычно отсутствует, но, вместо этого, требуемое количество тепла и движущая сила разделения обеспечиваются флюидизированной инертной парообразной средой, такой как водяной пар.

Используемый здесь термин «истинная температура кипения» (TBP) относится к методу проведения испытаний для определения температуры кипения материала, который соответствует методу ASTM D-2892 для производства сжиженного газа, дистиллятных фракций и остатка стандартного качества, по результатам которых могут быть получены аналитические данные, и определению выхода вышеуказанных фракций по массе и объему. По результатам этих испытаний получают график температуры в зависимости от подвергнутой перегонке массы (в мас. %), из расчета пятнадцати теоретических тарелок в колонне с кратностью орошения 5:1.

Используемый здесь термин «Т5» или «Т95» означает температуру, при которой 5 объем. % или 95 объем. % соответственно взятой на испытание пробы, в зависимости от конкретной ситуации, выкипает при использовании метода ASTM D-86.

Приведенный здесь термин «диапазон кипения дизельного топлива» подразумевает углеводороды, кипящие в диапазоне от 132° до границы отсечки дизельной фракции от 343°С (650°F) до 399°С (750°F), с использованием метода разгонки для определения истинных температур кипения.

Используемый здесь термин «сепаратор» означает емкость, которая имеет впуск и по меньшей мере один выпуск для отводимых сверху паров и выпуск для отводимого снизу жидкого кубового потока и может также содержать выпуск для водного потока из отстойника сепаратора. Испарительный барабан является типом сепаратора, который может находиться в сообщении ниже по потоку с сепаратором, который может работать при более высоком давлении.

Используемый термин «преобладающий» или «преобладать» означает более 50%, в подходящем случае - более 75% и предпочтительно - более 90%.

Осуществление изобретения

В секции фракционирования для извлечения гидрообработанного продукта отпаренный газообразный поток из головного приемника отпарной колонны направляется в промывную колонну, и затем обработанный газ направляется в абсорбционную колонну с поглотителем для извлечения СНГ. Для извлечения СНГ из отпаренного газообразного потока может быть использовано поглощающее масло. Отпаренный газообразный поток, содержащий 30-40 объем. % водорода, обычно направляется в коллектор топливного газа без извлечения водорода. Отпаренный газообразный поток вследствие его низкого давления нецелесообразно направлять в устройство извлечения водорода, такое как установка PSA, для извлечения водорода. На основании исследований с использованием моделирования было обнаружено, что при более высоком давлении и существенно уменьшенном расходе поглощающего масла может быть достигнута такая же или более высокая степень извлечения СНГ. Сжиженный нефтяной газ может быть также извлечен из газообразного потока фракционирующей колонны.

В оборудовании 10 и способе гидрообработки углеводородов используются установка 12 гидрообработки, секция 14 разделения, установка 16 извлечения продукта и установка 180 извлечения легких материалов. Углеводородный поток по линии 18 углеводородов и поток подпиточного водорода по линии 24 подпиточного водорода подают в установку 12 гидрообработки.

Поток рециркуляционного водорода в линии 22 рециркуляции водорода может дополнять поток подпиточного водорода из линии 24 с получением потока водорода в линии 20 водорода. Поток водорода может быть объединен с углеводородным потоком в подающей линии 18 с получением потока углеводородного сырья в подающей линии 26. Поток углеводородного сырья в линии 26 может быть нагрет за счет теплообмена с гидрообработанным выходящим потоком линии 32 и затем в огневом нагревателе и подан в реактор 30 гидрообработки. Поток углеводородного сырья подвергается гидрообработке в реакторе 30 гидрообработки.

В соответствии с одним аспектом описанные здесь способ и оборудование являются в особенности пригодными для гидрообработки потока углеводородного сырья, содержащего углеводородное сырье. Типичное углеводородное сырье включает углеводородные потоки, имеющие температуры начала кипения (IBP) выше 288°С (550°F), например, атмосферные газойли, вакуумный газойль (VGO) с величинами Т5 и Т95 в интервале от 315°С (600°F) до 600°С (1100°F), деасфальтированное масло, дистилляты коксования, дистилляты прямой перегонки, масла пиролиза, высококипящие синтетические масла, рецикловые газойли, подвергнутое гидрокрекингу сырье, дистилляты каталитического крекинга, остаток атмосферной перегонки, имеющий температуру начала кипения (IBP) 343°С (650°F) или выше и остаток вакуумной перегонки, имеющий температуру начала кипения (IBP) выше 510°С (950°F).

Гидрообработкой, которая осуществляется в установке 12 гидрообработки, может быть гидрокрекинг или гидроочистка. Гидрокрекинг относится к процессу, в котором углеводороды расщепляются в присутствии водорода до углеводородов с меньшей молекулярной массой. Гидрокрекинг является предпочтительным процессом в установке 12 гидрообработки. Соответственно, термин «гидрообработка» будет здесь включать в себя термин «гидрокрекинг». Гидрокрекинг включает также суспензионный гидрокрекинг, в котором остатки перегонки смешивают с катализатором и водородом с образованием суспензии и подвергают крекингу до получения продуктов, кипящих при более низкой температуре.

Гидрообработкой, которая происходит в установке гидрообработки, может быть также гидроочистка. Гидроочистка представляет собой процесс, в котором водород приводится в контакт с углеводородом в присутствии катализаторов гидроочистки, которые являются активными, главным образом, для удаления из углеводородного сырья гетероатомов, таких как сера, азот и металлы. В процессе гидроочистки углеводороды с двойными и тройными связями могут быть насыщены. Могут быть также насыщены ароматические соединения. Некоторые процессы гидроочистки специально разработаны для насыщения ароматических соединений. Температура помутнения или температура застывания гидроочищенного продукта может быть также уменьшена посредством гидроизомеризации. Реактору гидрокрекинга может предшествовать реактор гидроочистки и используемый по усмотрению сепаратор (не показан) для удаления примесей, содержащих серу и азот, из сырья, поступающего в реактор гидрокрекинга.

Реактор 30 гидрообработки может быть реактором с неподвижным слоем, который содержит один или большее количество резервуаров, единственный слой или множество слоев катализатора в каждом резервуаре, и различные комбинации катализатора гидроочистки и/или катализатора гидрокрекинга в одном или большем количестве резервуаров. Предполагается, что реактор 30 гидрообработки работает с непрерывной жидкой фазой, в которой объем жидкого углеводородного сырья больше, чем объем водородсодержащего газа. Реактор 30 гидрообработки может также работать в традиционной непрерывной газовой фазе, представлять собой реактор гидрообработки с движущимся или псевдоожиженным слоем.

Если реактор 30 гидрообработки функционирует в качестве реактора гидрокрекинга, он может обеспечить общую конверсию по меньшей мере 20 объем. % и, как правило, более 60 объем. % углеводородного сырья с получением продуктов, кипящих при температуре ниже температуры отсечки дизельной фракции. Реактор гидрокрекинга может работать с частичной конверсией, составляющей более 30 объем. % или с полной конверсией по меньшей мере 90 объем. % сырья, исходя из общей конверсии. Реактор гидрокрекинга может работать в условиях мягкого гидрокрекинга, которые будут обеспечивать от 20 до 60 объем. %, предпочтительно от 20 до 50 объем. % общей конверсии углеводородного сырья с получением продукта, кипящего при температуре ниже температуры отсечки дизельной фракции. Если реактор 30 гидрообработки функционирует как реактор гидроочистки, он может за один проход обеспечивать конверсию от 10 до 30 объем. %.

Если реактор 30 гидрообработки представляет собой реактор гидрокрекинга, первый резервуар или слой в реакторе 30 гидрокрекинга может содержать катализатор гидроочистки для целей насыщения, деметаллизации, десульфуризации, деазотирования углеводородного сырья перед его гидрокрекингом с использованием катализатора гидрокрекинга в последующих резервуарах или слоях в реакторе 30 гидрокрекинга. Если реактор 30 гидрокрекинга представляет собой реактор мягкого гидрокрекинга, он может содержать несколько слоев катализатора гидроочистки, за которыми размещено меньшее количество слоев катализатора гидрокрекинга. Если реактор 30 представляет собой реактор суспензионного гидрокрекинга, он может работать в непрерывной жидкой фазе в режиме восходящего потока и, очевидно, будет отличаться от реактора с неподвижным слоем, показанного на фиг. 1. Если реактор 30 гидрокрекинга представляет собой реактор гидроочистки, он может содержать более чем один резервуар и множество слоев катализатора гидроочистки. Реактор гидроочистки может также содержать катализатор гидроочистки, который является подходящим для насыщения ароматических углеводородов, гидродепарафинизации и гидроизомеризации.

В катализаторе гидрокрекинга могут быть использованы аморфные носители из оксида кремния-оксида алюминия или цеолитные носители с низкой активностью в комбинации с одним или большим количеством металлических гидрирующих компонентов, содержащих металл из группы VIII или группы VIB Периодической таблицы, если желательно осуществить мягкий гидрокрекинг для достижения баланса между средним дистиллятом и бензином. В соответствии с другим аспектом, если средний дистиллят в продукте конверсии является значительно более предпочтительным по сравнению с производством бензина, в первом реакторе 30 гидрокрекинга может быть осуществлен частичный или полный гидрокрекинг с использованием катализатора, который содержит, вообще говоря, любой кристаллический цеолитный крекирующий носитель, на котором осажден металлический гидрирующий компонент из металла группы VIII. Дополнительные гидрирующие компоненты для объединения с цеолитным носителем могут быть выбраны из металла группы VIB.

Цеолитные крекирующие носители иногда называют в уровне техники молекулярными ситами, и обычно они образованы из оксида кремния, оксида алюминия и одного или большего количества обмениваемых катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.п. Упомянутые носители, помимо этого, характеризуются наличием в кристалле пор относительно однородного диаметра в интервале от 4 до 14 ангстрем (10^-10 метра). Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие относительно высокое мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия, от 3 до 12. Подходящими природными цеолитами являются, например, морденит, стильбит, гейландит, феррьерит, дакиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включат, например, кристаллы типа B, X, Y и L, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительными цеолитами являются такие, которые имеют диаметр пор кристалла в интервале от 8 до 12 ангстрем (10^-10 метра), при этом мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Одним примером цеолита предпочтительной группы является синтетическое молекулярное сито типа Y.

Встречающиеся в природе цеолиты обычно обнаруживаются в натриевой форме, в форме с щелочноземельными металлами или в смешанных формах. Синтетические цеолиты почти всегда получают сначала в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве крекирующего носителя предпочтительно, чтобы почти все или все исходные цеолитные одновалентные металлы были ионно-обменены на поливалентный металл и/или на соль аммония с последующим нагреванием для разложения ионов аммония, связанных с цеолитом, оставляя на их месте ионы водорода и/или обменные центры, которые фактически были бы декатионированы за счет последующего удаления воды. Водородные или «декатионированные» цеолиты типа Y более подробно описаны в патентном документе US 3100006.

Смешанные цеолиты в форме поливалентный металл-водород могут быть приготовлены путем ионообмена сначала с солью аммония, затем частично обратным обменом с солью поливалентного металла и последующим прокаливанием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы могут быть приготовлены путем непосредственной кислотной обработки цеолитов, содержащих щелочные металлы. Согласно одному аспекту предпочтительными крекирующими носителями являются такие, которые характеризуются дефицитом катионов, составляющим по меньшей мере 10 мас. % и предпочтительно по меньшей мере 20 мас. %, исходя из первоначальной емкости ионного обмена. В другом аспекте желаемым и стабильным классом цеолитов является такой, в котором по меньшей мере 20 мас. % емкости ионного обмена обеспечивается ионами водорода.

Активными металлами, используемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга согласно настоящему изобретению в качестве гидрирующих компонентов, являются металлы группы VIII, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к перечисленным металлам в сочетании с ними могут также использоваться другие промотеры, включая металлы группы VIB, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может варьировать в широких пределах. В общем случае может быть использовано любое количество в интервале от 0,05 мас. % до 30 мас. %. В случае благородных металлов обычно предпочтительно использовать от 0,05 до 2 мас. % благородного металла.

Способ введения гидрирующего металла заключается в контактировании материала носителя с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором этот металл присутствует в катионной форме. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов полученный порошкообразный катализатор фильтруют, высушивают и таблетируют с добавленными смазочными материалами и связующими, если это необходимо, и прокаливают на воздухе при температурах, например, в интервале от 371°С (700°F) до 648°С (1200°F) для активирования катализатора и разложения ионов аммония. В качестве альтернативы, сначала может быть таблетирован компонент носителя, после этого добавлен гидрирующий компонент и затем осуществлено активирование путем прокаливания.

Указанные выше катализаторы могут быть использованы в неразбавленной форме, или порошкообразные катализаторы могут быть смешаны и таблетированы совместно с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими веществами, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и тому подобное в пропорциях, находящихся в интервале от 5 до 90 мас. %. Эти разбавители могут быть использованы как таковые, или они могут содержать незначительные пропорции добавленного гидрирующего металла, такого как металл группы VIB и/или группы VIII. Катализаторы гидрокрекинга, промотированные дополнительным металлом, также могут быть использованы в способе согласно настоящему изобретению, который предполагает использование, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Упомянутые кристаллические хромосиликаты более подробно описаны в патентном документе US 4363718.

В соответствии с одним подходом условия гидрокрекинга включают температуру в интервале от 290°С (550°F) до 468°C (875°F), предпочтительно от 343°C (650°F) до 445°C (833°F), давление в интервале от 4,8 МПа (изб.) (700 фунт/дюйм² изб.) до 20,7 МПа (3000 фунт/дюйм² изб.), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) в интервале от 0,4 до менее 2,5 час^-1, и отношение водорода и углеводорода от 421 Нм³/м³ (2500 стандартных кубических футов на баррель) до 2527 Нм³/м³ (15000 стандартных кубических футов на баррель). Если желательно проведение мягкого гидрокрекинга, условия могут включать температуру в интервале от 315°C (600°F) до 441°C (825°F), давление в интервале от 5,5 МПа (800 фунт/дюйм² изб.) до 13,8 МПа (2000 фунт/дюйм² изб.), или более типично от 6,9 МПа (1000 фунт/дюйм² изб.) до 11,0 МПа (1600 фунт/дюйм² изб.), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) в интервале от 0,5 до 2 час^-1, предпочтительно от 0,7 до 1,5 час^-1 и отношение водорода и углеводорода от 421 Нм³/м³ (2500 стандартных кубических футов на баррель) до 1685 Нм³/м³ (10000 стандартных кубических футов на баррель).

Подходящими катализаторами гидроочистки для использования в настоящем изобретении являются любые известные традиционно используемые катализаторы гидроочистки, в том числе образованные из по меньшей мере одного металла группы VIII, предпочтительно железа, кобальта и никеля, более предпочтительно кобальта и/или никеля и по меньшей мере одного металла группы VI, предпочтительно молибдена и вольфрама, на материале носителя с высокой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитовые катализаторы, а также катализаторы на основе благородных металлов, при этом благородный металл выбран из палладия и платины. В одном и том же реакторе 30 гидроочистки может быть использован более чем один тип катализатора гидроочистки. Металл группы VIII обычно присутствует в количестве от 2 до 20 мас. %, предпочтительно от 4 до 12 мас. %. Металл группы VI присутствует обычно в количестве от 1 до 25 мас. %, предпочтительно от 2 до 25 мас. %.

Предпочтительные условия реакции гидроочистки включают температуру в интервале от 290°C (550°F) до 455°C (850°F), подходящим образом в интервале от 316°C (600°F) до 427°C (800°F), предпочтительно от 343°C (650°F) до 399°C (750°F), давление в интервале от 2,1 МПа (изб.) (300 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно от 4,1 МПа (изб.) (600 фунт/дюйм² изб.) до 20,6 МПа (изб.) (3000 фунт/дюйм² изб.), подходящим образом 12,4 МПа (1800 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) свежего углеводородного сырья в интервале от 0,1 час^-1 , приемлемо от 0,5 час^-1 до 4,0 час^-1, предпочтительно от 1,5 до 3,5 час^-1, и отношение водорода и углеводорода от 168 Нм³/м³ (1000 стандартных кубических футов на баррель) до 1011 Нм³/м³ (6000 стандартных кубических футов на баррель), предпочтительно от 168 Нм³/м³ (1000 стандартных кубических футов на баррель) до 674 Нм³/м³ (4000 стандартных кубических футов на баррель) с использованием катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.

Реактор 30 гидрообработки обеспечивает получение гидрообработанного выходящего потока, который выходит из реактора 30 гидрообработки через линию 32 гидрообработанного выходящего потока. Гидрообработанный выходящий поток может быть разделен в секции 14 разделения, содержащей один или большее количество сепараторов, на жидкий отделенный гидрообработанный поток и газообразный отделенный гидрообработанный поток. Секция 14 разделения находится в сообщении ниже по ходу потока с реактором 30 гидрообработки.

Гидрообработанный выходящий поток в линии 32 гидрообработанного выходящего потока может согласно одному аспекту быть подвергнут теплообмену с потоком углеводородного сырья в линии 26 для охлаждения перед входом в горячий сепаратор 34. Горячий сепаратор разделяет гидрообработанный выходящий поток с получением углеводородного горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока в линии 36 горячего головного потока и углеводородного горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 38 горячего кубового потока. Горячий сепаратор 34 может находиться в сообщении ниже по потоку с реактором 30 гидрообработки. Горячий сепаратор 34 работает при температуре в интервале от 177°C (350°F) до 371°C (700°F) и предпочтительно при температуре в интервале от 232°C (450°F) до 315°C (600°F). Горячий сепаратор 34 может функционировать при немного более низком давлении, чем реактор 30 гидрообработки, учитывая потери давления при прохождении потока через размещенное между ними оборудование. Горячий сепаратор 34 может работать при давлении в интервале от 3,4 МПа (изб.) (493 фунт/дюйм² изб.) до 20,4 МПа (изб.) (2959 фунт/дюйм² изб.). Углеводородный горячий газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 36 горячего головного потока может иметь температуру, соответствующую рабочей температуре горячего сепаратора 34.

Горячий газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 36 горячего головного потока может быть охлажден перед поступлением в холодный сепаратор 40. В результате реакций, протекающих в реакторе 30 гидрообработки, в которых азот, хлор и сера удаляются из исходного сырья, образуются аммиак и сероводород. При характерной температуре сублимации аммиак и сероводород будут вступать в реакцию с образованием бисульфида аммония и аммиака, а хлор будет реагировать с образованием хлорида аммония. Каждое соединение имеет характерную температуру сублимации, при которой это соединение может покрыть оборудование, в частности, оборудование для теплообмена, что ухудшает рабочие характеристики оборудования. Для предотвращения такого осаждения солей бисульфида аммония или хлорида аммония на линии 36, транспортирующей горячий газообразный поток, подходящее количество промывочной воды может быть введено в линию 36 горячего головного потока выше по потоку от охладителя, в точке на упомянутой линии 36 горячего головного потока, в которой температура превышает характерную температуру сублимации каждого из соединений.

Горячий газообразный поток может быть разделен в холодном сепараторе 40 с получением холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока, содержащего обогащенный водородом газовый поток, в линии 42 холодного головного потока, и холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 44 холодного кубового потока. Холодный сепаратор 40 служит для отделения обогащенного водородом газа от углеводородной жидкости в гидрообработанном выходящем потоке, с тем чтобы рециркулировать его в реактор 30 гидрообработки по линии 42 холодного головного потока. Соответственно, холодный сепаратор 40 находится в сообщении ниже по потоку с линией 36 горячего головного потока горячего сепаратора 34 и реактором 30 гидрообработки. Холодный сепаратор 40 может работать при температурах от 100°F (38°C) до 150°F (66°C), приемлемо от 115°F (46°C) до 145°F (63°C), и при давлении немного ниже давления в реакторе 30 гидрообработки и горячем сепараторе 34, учитывая потери давления в промежуточном оборудовании, чтобы поддерживать водород и легкие газы в головном потоке, а обычно жидкие углеводороды в кубового потоке. Холодный сепаратор 40 может функционировать при давлении в интервале от 3 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 20 МПа (изб.) (2901 фунт/дюйм² изб.). Холодный сепаратор 40 может быть также снабжен отстойником для сбора водной фазы. Холодный отделенный гидрообработанный поток в линии 44 холодного кубового потока может иметь температуру, соответствующую рабочей температуре холодного сепаратора 40.

Холодный газообразный поток в линии 42 холодного головного потока обогащен водородом. В этой связи водород может быть извлечен из упомянутого холодного газообразного потока. Холодный газообразный поток в линии 42 холодного головного потока может быть пропущен через тарельчатую или заполненную насадкой рециркуляционную газопромывную колонну 46, где этот поток подвергается промывке с помощью промывочной экстракционной жидкости, такой как водный раствор, поступающий по линии 47, для удаления кислых газов, включающих сероводород и диоксид углерода, путем их экстракции в водный раствор. Предпочтительные водные растворы включают обедненные амины, например, алканоламины DEA, MEA и MDEA. Вместо или в дополнение к указанным предпочтительным аминам могут быть использованы и другие амины. Обедненные амины контактируют с холодным газообразным потоком и абсорбируют примеси, включающие кислые газы, такие как сероводород и диоксид углерода. Полученный в результате «обессеренный» холодный газообразный поток отбирается из головного выпуска рециркуляционной газопромывной колонны 46 в линию 48 головного потока рециркуляционной газопромывной колонны, а обогащенный амин отбирается из кубового выпуска рециркуляционной газопромывной колонны в линию 49 кубового потока рециркуляционной газопромывной колонны. Отработавшая промывочная жидкость из кубового потока может быть регенерирована и возвращена обратно в рециркуляционную газопромывную колонну 46 по линии 47 (не показано). Промытый обогащенный водородом поток отводится из газопромывной колонны через линию 48 головного потока рециркуляционной газопромывной колонны и может быть подвергнут сжатию в рециркуляционном компрессоре 50 с получением рециркуляционного потока водорода в линии 22. Указанный рециркуляционный поток водорода в линии 22 может быть дополнен потоком подпиточного водорода по линии 24 подпитки с получением потока водорода в линии 20 водорода. Часть рециркуляционного потока водорода в линии 22 может быть направлена к выпускам из промежуточных слоев катализатора в реакторе 30 гидрообработки для регулирования входной температуры последующего слоя катализатора (не показано). Рециркуляционная гзопромывная колонна 46 может работать при входной температуре газа в интервале от 38°C (100°F) до 66°C (150°F) и давлении головного потока от 3 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 20 МПа (изб.) (2900 фунт/дюйм² изб.).

Углеводородный горячий жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 38 горячего кубового потока может быть подвергнут фракционированию в качестве горячего гидрообработанного выходящего потока в установке 16 извлечения продукта. Согласно одному аспекту горячий жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 38 горячего кубового потока может быть подвергнут сбросу давления и однократному испарению в горячем испарительном барабане 52 с получением подвергнутого однократному испарению горячего отделенного газообразного гидрообработанного потока, образованного из легких фракций, в линии 54 головного потока горячего испарительного барабана, и подвергнутого однократному испарению горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 56 кубового потока горячего испарительного барабана. Горячий испарительный барабан 52 может быть любым сепаратором, который разделяет жидкий гидрообработанный выходящий поток на паровую и жидкую фракции. Горячий испарительный барабан 52 может находиться в непосредственном сообщении ниже по потоку с линий 38 горячего кубового потока и находиться в сообщении ниже по потоку с реактором 30 гидрообработки. Горячий испарительный барабан 52 может работать при такой же температуре, что и горячий сепаратор 34, но при более низком давлении, находящемся в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.), приемлемо - не более 3,8 МПа (изб.) (550 фунт/дюйм² изб.). Подвергнутый однократному испарению горячий жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 56 кубового потока может быть дополнительно фракционирован в установке 16 извлечения продукта. Указанный подвергнутый однократному испарению горячий жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 56 кубового потока горячего испарительного барабана может иметь температуру равную рабочей температуре горячего испарительного барабана 52.

Согласно одному аспекту холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 44 холодного кубового потока может быть подвергнут фракционированию в качестве холодного гидрообработанного выходящего потока в установке 16 извлечения продукта. Согласно другому аспекту холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток может быть подвергнут сбросу давления и однократному испарению в холодном испарительном барабане 60 для отделения холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 44 холодного кубового потока. Упомянутый холодный испарительный барабан 60 может быть любым сепаратором, который разделяет гидрообработанный выходящий поток на паровую и жидкую фракции. Холодный испарительный барабан 60 может находиться в непосредственном сообщении ниже по потоку с линий 44 холодного кубового потока холодного сепаратора 40 и находиться в сообщении ниже по потоку с реактором 30 гидрообработки.

В другом аспекте подвергнутый однократному испарению горячий газообразный отделенный гидрообработанный поток, транспортируемый в линии 54 головного потока горячего испарительного барабана может быть подвергнут фракционированию в качестве газообразного отделенного гидрообработанного потока в установке 16 извлечения продукта. Согласно еще одному аспекту упомянутый подвергнутый однократному испарению горячий газообразный отделенный гидрообработанный поток может быть охлажден и также разделен в холодном испарительном барабане 60. Указанный холодный испарительный барабан 60 может обеспечить разделение холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 44 и/или подвергнутого однократному испарению горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока в линии 54 головного потока горячего испарительного барабана с получением подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана и подвергнутого однократному испарению холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана. Согласно одному аспекту легкие газы, а также сероводород, могут быть отпарены из подвергнутого однократному испарению холодного отделенного гидрообработанного потока. Соответственно, отпарная колонна 70 может находиться в сообщении ниже по потоку с холодным испарительным барабаном 60 и линией 64 кубового потока холодного испарительного барабана. Холодный испарительный барабан 60 может находиться в сообщении ниже по потоку с линией 44 холодного кубового потока холодного сепаратора 40, линией 54 головного потока горячего испарительного барабана 52 и реактором 30 гидрообработки. Холодный отделенный гидрообработанный поток в линии 44 холодного кубового потока и подвергнутый однократному испарению горячий газообразный поток в линии 54 головного потока горячего испарительного барабана могут поступать в холодный испарительный барабан 60 вместе или по отдельности. В соответствии с одним аспектом линия 54 головного потока горячего испарительного барабана соединяется с линией 44 холодного кубового потока и подает подвергнутый однократному испарению горячий газообразный поток и холодный отделенный гидрообработанный поток вместе в холодный испарительный барабан 60 по линии 58 подачи холодного испарительного барабана. Холодный испарительный барабан 60 может функционировать при такой же температуре, что и холодный сепаратор 40, но обычно при более низком давлении - в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно от 3,0 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 3,8 МПа (изб.) (550 фунт/дюйм² изб.). Подвергнутый однократному испарению водный поток может быть удален из отстойника в холодном испарительном барабане 60. Подвергнутый однократному испарению холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана может иметь такую же температуру, что рабочая температура холодного испарительного барабана 60. Подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана содержит в основном водород, который может быть извлечен в установке 180 извлечения легких материалов.

Секция 16 извлечения продукта может содержать отпарную колонну 70, колонну 100 фракционирования продукта, стабилизирующую фракционирующую колонну 120, промежуточную фракционирующую колонну 140 и отгонную колонну 160. Для отпаривания летучих соединений из гидрообработанных потоков отпарная колонна 70 может находиться в сообщении ниже по потоку с линией кубового потока секции 14 разделения. Например, отпарная колонна 70 может находиться в сообщении ниже по потоку с линией 38 горячего кубового потока, линией 56 кубового потока горячего испарительного барабана, линией 44 холодного кубового потока и/или линией 64 кубового потока холодного испарительного барабана. Согласно одному аспекту отпарная колонна 70 может представлять собой резервуар, который содержит холодную отпарную колонну 72 и горячую отпарную колонну 86 с перегородкой, которая изолирует отпарные колонны 72 и 86 друг от друга. Холодная отпарная колонна 72 может находиться в сообщении ниже по потоку с реактором 30 гидрообработки, линией 44 холодного кубового потока и, в одном аспекте, линией 64 кубового потока холодного испарительного барабана, для отпаривания холодного отделенного гидрообработанного потока. Горячая отпарная колонна 86 может находиться в сообщении ниже по потоку с реактором 30 гидрообработки и линией 38 горячего кубового потока и, в одном аспекте, с линией 56 кубового потока горячего испарительного барабана для отпаривания жидкого горячего отделенного гидрообработанного потока, который является более горячим, чем холодный гидрообработанный поток. Согласно одному аспекту жидкий отделенный гидрообработанный поток может быть подвергнутым однократному испарению холодным жидким отделенным гидрообработанным потоком в линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана. Жидкий отделенный гидрообработанный поток может быть подвергнутым однократному испарению жидким горячим отделенным гидрообработанным потоком в линии 56 кубового потока горячего испарительного барабана. Указанный жидкий горячий отделенный гидрообработанный поток может быть более горячим, чем холодный отделенный гидрообработанный поток, по меньшей мере на 25°C и предпочтительно по меньшей мере на 50°C.

Подвергнутый однократному испарению холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана может быть нагрет и направлен в холодную отпарную колонну 72 на впуск, который может находиться в верхней половине этой колонны. Подвергнутый однократному испарению холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток, содержащий по меньшей мере часть гидрообработанного выходящего потока, в линии 32 гидрообработанного выходящего потока, может быть подвергнут отпариванию в холодной отпарной колонне 72 с помощью холодной отпаривающей среды, которая представляет собой инертный газ, такой как водяной пар, из линии 74 холодной отпаривающей среды, для получения холодного отпаренного газообразного потока из нафты, водорода, сероводорода, водяного пара и других газов в линии 76 головного потока и жидкого гидрообработанного потока в линии 78 кубового потока холодной отпарной колонны, источником которых является секция 14 разделения. Холодный отпаренный головной поток может быть сконденсирован и разделен в приемнике 80. Линия 82 результирующего головного потока отпарной колонны из приемника 80 транспортирует результирующий газообразный поток отпарной колонны для последующего извлечения СНГ и водорода в установке извлечения легких материалов. Нестабилизированная жидкая нафта из кубового потока приемника 80 может быть поделена на орошающую часть, возвращаемую к верху холодной отпарной колонны 72, и жидкий головной поток отпарной колонны, который может быть транспортирован в линии 84 сконденсированного головного потока отпарной колонны в стабилизирующую фракционирующую колонну 120. Поток кислой воды может быть отведен из отстойника головного приемника 80.

Холодная отпарная колонна 72 может работать с температурой кубового потока в интервале от 149°C (300°F) до 288°C (550°F), предпочтительно не более 260°C (500°F), и при давлении головного потока от 0,35 МПа (изб.) (50 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно от не менее чем 0,70 МПа (изб.) (100 фунт/дюйм² изб.), до не более чем 2,0 МПа (изб.) (290 фунт/дюйм² изб.). Температура в головном приемнике 80 составляет от 38°C (100°F) до 66°C (150°F), а давление по существу такое же, что и в головном потоке холодной отпарной колонны 72.

Холодный жидкий гидрообработанный поток в линии 78 кубового потока холодной отпарной колонны может содержать, главным образом, материалы, кипящие в интервале кипения фракций нафты и керосина. Соответственно, холодный жидкий поток в линии 78 кубового потока холодной отпарной колонны может быть нагрет и направлен в колонну 100 фракционирования продукта. Указанная колонна 100 фракционирования продукта может находиться в сообщении ниже по потоку с линией 78 холодного отпаренного кубового потока отпарной колонны 72 и с отпарной колонной 70. Согласно одному аспекту колонна 100 фракционирования продукта может содержать более чем одну колонну фракционирования. Указанная колонна 100 фракционирования продукта может находиться в сообщении ниже по потоку с одним, некоторым количеством или со всеми сепараторами из горячего сепаратора 34, холодного сепаратора 40, горячего испарительного барабана 52 и холодного испарительного барабана 60.

Жидкий отделенный гидрообработанный поток может представлять собой подвергнутый однократному испарению горячий жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 56 кубового потока горячего испарительного барабана, который может быть направлен в горячую отпарную колонну 86 вблизи ее верха. Указанный подвергнутый однократному испарению жидкий горячий отделенный гидрообработанный поток может быть отпарен в горячей отпарной колонне 86 с помощью горячей отпаривающей среды, которая представляет собой инертный газ, такой как водяной пар, из линии 88, для получения горячего отпаренного головного потока из нафты, водорода, сероводорода, водяного пара и других газов в линии 90 головного потока горячей отпарной колонны и горячего жидкого гидрообработанного потока в линии 92 кубового потока горячей отпарной колонны, источником которых является секция 14 разделения. Головной поток в линии 90 может быть сконденсирован и частично возвращен в качестве орошения в горячую отпарную колонну 86. Однако в воплощении, представленном на фиг. 1, горячий отпаренный головной поток в линии 90 головного потока горячей отпарной колонны, отводимый сверху горячей отпарной колонны 86, может быть направлен непосредственно в холодную отпарную колонну 72, в одном аспекте без осуществления предварительной конденсации этого потока или возвращения его обратно в колонну в качестве орошения. Впуск для линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана, переносящей холодный жидкий отделенный гидропереработанный выходящий поток, может находиться на более высоком уровне, чем впуск для линии 90 головного потока. Горячая отпарная колонна 86 может работать при температуре кубового потока в интервале от 160°C (320°F) до 360°C (680°F) и давлении головного потока в интервале от 0,35 МПа (изб.) (50 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно от 0,70 МПа (изб.) (100 фунт/дюйм² изб.), до 2,0 МПа (изб.) (292 фунт/дюйм² изб.).

По меньшей мере часть горячего жидкого гидрообработанного потока в линии 92 горячего отпаренного кубового потока может быть нагрета и направлена в колонну 100 фракционирования продукта. Соответственно, указанная колонна 100 фракционирования продукта может находиться в сообщении ниже по потоку с линией 92 горячего отпаренного кубового потока горячей отпарной колонны 86. Горячий жидкий гидрообработанный поток в линии 92 может находиться при более высокой температуре, чем холодный жидкий гидрообработанный поток в линии 78. В одном аспекте горячий жидкий гидрообработанный поток может быть нагрет и направлен в сепаратор 94 предварительного фракционирования для разделения на испаренный горячий гидрообработанный поток в линии 96 головного потока предварительного фракционирования, и горячий жидкий гидрообработанный поток предварительного фракционирования в линии 98 кубового потока предварительного фракционирования. Горячий жидкий гидрообработанный поток предварительного фракционирования может быть нагрет в печи фракционирования и направлен в колонну 100 фракционирования продукта по линии 98 кубового потока предварительного фракционирования на уровне, находящемся ниже уровня, на котором линия 96 головного потока предварительного фракционирования подает испаренный горячий жидкий гидрообработанный поток в колонну 100 фракционирования продукта.

Колонна 100 фракционирования продукта может находиться в сообщении ниже по потоку с холодной отпарной колонной 72 и горячей отпарной колонной 86, и может содержать более чем одну колонну фракционирования для разделения отпаренных потоков на потоки продуктов. Колонна 100 фракционирования продукта может отпаривать холодный жидкий гидрообработанный поток и горячий жидкий гидрообработанный поток с помощью потока инертной отпаривающей среды, такой как водяной пар, из линии 102, с получением нескольких потоков продуктов. Потоки продуктов из колонны 100 фракционирования продукта могут включать результирующий фракционированный головной поток, содержащий нафту, в линии 104 результирующего головного потока, необязательный поток тяжелой нафты в линии 106 из выпуска бокового погона, поток керосина, транспортируемый в линии 108 из выпуска бокового погона, и поток дизельной фракции в линии 110 из выпуска бокового погона. Поток неконвертированного масла может быть обеспечен в линии 112 кубового потока и может быть направлен на рециркуляцию в реактор 30 гидрообработки. Теплота может быть отведена от колонны 100 фракционирования путем охлаждения по меньшей мере части потоков продуктов и направления части каждого охлажденного потока обратно в колонну фракционирования. Эти потоки продуктов могут быть также отпарены для удаления легких материалов, чтобы были удовлетворены установленные требования к чистоте продукта. Фракционированный головной поток в линии 114 головного потока может быть сконденсирован и разделен в приемнике 116, при этом часть сконденсированной жидкости возвращается обратно в качестве орошения в колонну 100 фракционирования. Результирующий фракционированный головной поток в линии 104 может быть дополнительно обработан или извлечен в качестве продукта - нафты. Колонна 100 фракционирования продукта может работать при температуре кубового потока в интервале от 260°C (500°F) до 385°C (725°F), предпочтительно при температуре не более 350°C (650°F) и при давлении головного потока в интервале от 7 кПа (изб.) (1 фунт/дюйм² изб.) до 69 кПа (изб.) (10 фунт/дюйм² изб.). Часть потока неконвертированного масла в линии 112 кубового потока, может быть подвергнута повторному испарению в ребойлере и возвращена в колонну 100 фракционирования продукта вместо добавления потока инертной отпаривающей среды, такой как водяной пар, из линии 102 для обеспечения нагревания колонны 100 фракционирования.

Жидкий головной поток отпарной колонны в линии 84 сконденсированного головного потока отпарной колонны содержит ценные углеводороды, которые все еще могут быть извлечены. В этой связи упомянутый поток может быть транспортирован в стабилизирующую фракционирующую колонну для фракционирования с извлечением легких углеводородов. В одном воплощении стабилизирующая фракционирующая колонна 120 может быть колонной деэтанизации для фракционирования жидкого головного потока отпарной колонны и отделение потока С_2- от потока углеводородов C_3+. Газообразный поток фракционирующей колонны в линии 122 головного потока может быть частично сконденсирован и разделен в головном приемнике 124 на головной жидкий поток стабилизирующей колонны для возвращения в качестве орошения в колонну и результирующий газообразный поток фракционирующей колонны в линии 126 результирующего головного потока стабилизирующей колонны. Стабилизированный кубовой поток может быть отведен из нижней части стабилизирующей колонны 120. Часть деэтанизированного кубового потока может быть подвергнута испарению в ребойлере и направлена обратно в стабилизирующую колонну, в то время как результирующий стабилизированный кубовый поток, в воплощении, содержащий углеводороды C₃₊, и имеющий высокую концентрацию углеводородов СНГ и углеводородов нафты, отводится по линии 128 результирующего кубового потока стабилизирующей колонны. Результирующий кубовый поток стабилизирующей колонны может быть транспортирован в промежуточную фракционирующую колонну 140. Стабилизирующая колонна 120 может работать при температуре кубового потока в интервале от 160°C (320°F) до 200°C (392°F) и давлении головного потока в интервале от 1 МПа (изб.) (150 фунт/дюйм² изб.) до 2 МПа (изб.) (300 фунт/дюйм² изб.).

Промежуточная фракционирующая колонна 140 может обеспечить фракционирование результирующего кубового потока стабилизирующей колонны в линии 128 результирующего стабилизированного кубового потока на головной поток, содержащий продукт промежуточной колонны, и кубовый поток промежуточной колонны. В одном воплощении промежуточная фракционирующая колонна 140 представляет собой колонну дебутанизации, которая производит головной поток, содержащий продукт - СНГ, и кубовый поток, содержащий C₅+ нафту. Головной поток промежуточной колонны может быть полностью сконденсирован, и сконденсированный поток из кубового потока головного приемника промежуточной колонны может быть поделен на поток орошения, который возвращают в промежуточную колонну, и результирующий жидкий головной поток, который может представлять собой поток продукта - СНГ, и может быть извлечен по линии 142 результирующего жидкого продукта или дополнительно обработан, например, посредством щелочной обработки с целью извлечения серосодержащих соединений из потока продукта - СНГ. Кубовый поток промежуточной колонны может представлять собой поток продукта - нафты полного интервала температур кипения. Часть этого кубового потока промежуточной колонны может быть подвергнута повторному испарению в ребойлере и возвращена в промежуточную колонну 140. Результирующая часть кубового потока промежуточной колонны может быть подвергнута дополнительному фракционированию в отгонной колонне 160. В качестве альтернативы часть указанного результирующего кубового потока промежуточной колонны в линии 144 результирующего кубового потока промежуточной колонны может быть извлечена в качестве потока продукта - нафты полного интервала температур кипения или использована в качестве поглотительного масла. Промежуточная фракционирующая колонна 140 может работать при температуре кубового потока в интервале от 180°C (356°F) до 220°C (430°F) и давлении головного потока от 0,8 МПа (изб.) (120 фунт/дюйм² изб.) до 1,7 МПа (изб.) (250 фунт/дюйм² изб.).

Отгонная фракционирующая колонна 160 может фракционировать упомянутый результирующий кубовый поток промежуточной колонны в линии 144 результирующего кубового потока промежуточной колонны на головной поток, содержащий легкий продукт отгонки и тяжелый продукт отгонки. В одном воплощении отгонная фракционирующая колонна 160 представляет собой нафтоотгонную колонну, которая производит головной поток, содержащий легкую нафту, включающую С₅ и С₆ углеводороды, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту, включающую C₇+ углеводороды. Предполагается получение и других потоков. Легкий продукт отгонки в линии головного потока может быть полностью сконденсирован и сконденсированный поток из кубового потока головного приемника отгонной колонны может быть поделен на поток орошения, который возвращают в отгонную колонну 160, и результирующий поток легкого продукта отгонки, который может быть извлечен по линии 162 легкого продукта отгонки или подвергнут дополнительной обработке, например, процессу изомеризации. Часть потока тяжелого продукта отгонки в линии 164 кубового потока тяжелого продукта отгонки может быть подвергнута испарению в ребойлере и возвращена в отгонную колонну 160. Другая часть кубового потока тяжелого продукта отгонки в линии 164 кубового потока тяжелого продукта отгонки может быть извлечена по линии 166 тяжелого продукта отгонки или подвергнута дополнительной обработке, например, в процессе риформинга. Еще одна часть тяжелого продукта отгонки в линии 164 кубового потока тяжелого продукта отгонки может быть использована в качестве поглощающего абсорбента линии 168 поглощающего абсорбента. Тяжелый продукт отгонки в линии тяжелого продукта отгонки может содержать поток тяжелой нафты. Отгонная фракционирующая колонна 160 может работать при температуре кубового потока в интервале от 180°C (356°F) до 220°C (430°F) и давлении головного потока в интервале от 0,8 МПа (изб.) (120 фунт/дюйм² изб.) до 1,7 МПа (изб.) (250 фунт/дюйм² изб.).

Результирующий газообразный поток отпарной колонны в линии 82 результирующего головного потока отпарной колонны из приемника 80, обычно находится при давлении в интервале от 0,35 МПа (изб.) (50 фунт/дюйм² изб.) до 2,0 МПа (изб.) (290 фунт/дюйм² изб.), которое является слишком низким для извлечения водорода в установке адсорбции при переменном давлении (PSA). Следовательно, присутствующий в этом потоке водород обычно утрачивается. Однако нефтеперерабатывающие предприятия, как правило, содержат установку PSA для извлечения водорода из газообразного отделенного гидрообработанного потока, такого как упомянутый подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана. В этой связи предлагается увеличить давление газообразного потока отпарной колонны, чтобы обеспечить извлечение водорода и СНГ из газообразного потока отпарной колонны и газообразного отделенного гидрообработанного потока вместе в установке 180 извлечения легких материалов.

Результирующий газообразный поток фракционирующей колонны в линии 126 результирующего головного потока стабилизирующей колонны может содержать некоторое количество материалов C₃+, а также водород, который может быть извлечен в установке 180 извлечения легких материалов. В качестве альтернативы, предлагается увеличить давление газообразного потока фракционирующей колонны в линии 126 результирующего головного потока стабилизирующей колонны, чтобы обеспечить одновременное извлечение как водорода, так и СНГ, из газообразного потока фракционирующей колонны и газообразного отделенного гидрообработанного потока в установке 180 извлечения легких материалов.

В одном воплощении газообразный поток фракционирующей колонны в линии 126 результирующего головного потока стабилизирующей колонны может быть смешан с результирующим газообразным потоком отпарной колонны в линии 82 результирующего головного потока отпарной колонны для последующей совместной обработки этих потоков. Однако следует понимать, что любой из этих потоков может быть обработан отдельно от другого потока так, как описано выше. Указанный смешанный поток результирующего газообразного потока отпарной колонны и газообразного потока фракционирующей колонны может транспортироваться вместе или по отдельности в линию 130 подачи в компрессор. Линия 130 подачи в компрессор транспортирует результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны в компрессор 132, который может быть винтовым компрессором, но подходящим может быть любой тип компрессора. Компрессор 132 повышает давление результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны до давления в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.) и предпочтительно от 3,0 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 3,5 МПа (изб.) (508 фунт/дюйм² изб.). Сжатый результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или сжатый газообразный поток фракционирующей колонны может быть направлен из компрессора 132 в газожидкостный сепаратор 134 для удаления сжатого сконденсированного потока в линии 136 кубового потока газожидкостного сепаратора для транспортирования к линии 64 кубового потока холодного испарительного барабана, по которой он направляется в отпарную колонну 70. Паровая фаза сжатого результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или сжатого газообразного потока фракционирующей колонны может быть транспортирована в линии 138 компрессора. Газожидкостный сепаратор 134 может находиться в сообщении ниже по потоку с линией 82 результирующего головного потока отпарной колонны.

Также было установлено, что подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана содержит водород в количестве от 60 до 90 мол %, подходящим образом от 65 до 85 мол % и предпочтительно от 70 до 80 мол %. Давление подвергнутого однократному испарению холодного газообразного потока, которое находится в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.) и предпочтительно от 3,0 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 3,5 МПа (изб.) (508 фунт/дюйм² изб.), является достаточным, чтобы обеспечить извлечение водорода при отсутствии необходимости сжатия этого потока. Соответственно, сжатый результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или сжатый газообразный поток фракционирующей колонны могут быть объединены с холодным подвергнутым однократному испарению газообразным отделенным гидрообработанным потоком в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана и могут быть направлены по линии 182 подачи в установку 180 извлечения легких материалов для извлечения водорода и СНГ.

Секция извлечения легких материалов может содержать последовательность установок, начиная с газопромывной колонны 190 для удаления кислых газов, поглотительную абсорбционную колонну 200 для извлечения СНГ и установку 210 извлечения водорода для извлечения водорода. Сжатый результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или сжатый газообразный поток фракционирующей колонны, объединенные с подвергнутым однократному испарению холодным газообразным отделенным гидрообработанным потоком в линии 182 подачи на извлечение легких материалов могут быть сначала подвергнуты промывке посредством контакта с промывочным растворителем в газопромывной колонне 190 для удаления кислых газов. Предпочтительные промывочные растворители включают бедные амины, например, алканоламины, DEA, MEA и MDEA. Вместо или в дополнение к упомянутым предпочтительным аминам могут быть использованы и другие амины. Бедный растворитель, поступающий из линии 192 в верхнюю часть газопромывной колонны, контактирует с подвергнутым однократному испарению холодным газообразным отделенным гидрообработанным потоком и газообразным потоком отпарной колонны и/или газообразным потоком фракционирующей колонны для абсорбции из них кислых газов путем контакта в противотоке с потоком растворителя. Растворитель абсорбирует примеси кислого газа, такие как сероводород и диоксид углерода. Полученные «обессеренные» подвергнутые абсорбции подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток и газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны отводятся через выпуск головного потока газопромывной колонны по линии 194 головного потока газопромывной колонны, а поток богатого растворителя отбирают из выпуска кубового потока газопромывной колонны 190 в линию 196 кубового потока газопромывной колонны. Богатый растворитель может быть регенерирован с удалением сероводорода для последующей обработки с получением элементарной серы и затем направлен на рециркуляцию в газопромывную колонну 190 по линии 192. Газопромывная колонна 190 может функционировать при температуре впуска газа в интервале от 30°C (86°F) до 66°C (150°F) и давлении головного потока в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.) и предпочтительно от 3,0 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 3,5 МПа (изб.) (508 фунт/дюйм² изб.). Подвергнутые абсорбции подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток и газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны направляются в поглотительную абсорбционную колонну 200.

Многотарелочная поглотительная абсорбционная колонна 200 принимает обессеренные подвергнутые абсорбции подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток, газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны из линии 194 головного потока газопромывной колонны на нижний впуск. Указанная поглотительная абсорбционная колонна 200 может содержать верхний впуск в месте размещения тарелки вблизи или выше середины поглотительной абсорбционной колонны 200, который расположен на уровне выше упомянутого нижнего впуска. Через верхний впуск поглотительная абсорбционная колонна 200 принимает поглотительное масло, которое может быть нафтой из линии 144 кубового потока промежуточной колонны или из линии 168 тяжелой нафты. В поглотительной абсорбционной колонне 200 бедное поглотительное масло и обессеренные подвергнутые абсорбции подвергнутый однократному испарению холодный газообразный отделенный гидрообработанный поток и газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны контактируют в режиме противотока. В указанной поглотительной абсорбционной колонне 200 бедное поглотительное масло контактирует в режиме противотока с подвергнутым однократному испарению холодным газообразным отделенным гидрообработанным потоком и газообразным потоком отпарной колонны и/или газообразным потоком фракционирующей колонны из линии 194 головного потока газопромывной колонны, и поглотительное масло абсорбирует, экстрагирует и отделяет из этих потоков C₃+ углеводороды. Углеводороды, абсорбированные поглотительным маслом, включают метан и этан, значительное количество СНГ, С₃ и С₄ углеводороды, и небольшое количество С₅ и С₆₊ углеводородов, содержащихся в упомянутых подвергнутых абсорбции подвергнутом однократному испарению холодном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны и/или газообразном потоке фракционирующей колонны.

Поглотительная абсорбционная колонна 200 работает при температуре от 34°C (93°F) до 60°C (140°F) и давлении головного потока в интервале от 1,4 МПа (изб.) (200 фунт/дюйм² изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/дюйм² изб.), предпочтительно от 3,0 МПа (изб.) (435 фунт/дюйм² изб.) до 3,5 МПа (изб.) (508 фунт/дюйм² изб.). Было установлено, что при предпочтительном давлении потребность в поглотительном масле составляет только 40% относительно базового случая при традиционном давлении от 0,35 МПа (изб.) (50 фунт/дюйм² изб.) до 2,0 МПа (изб.) (290 фунт/дюйм² изб.). Кроме того, при предпочтительном давлении извлечение СНГ на 10 мас. % превышает базовый случай.

Поток отработанного газа поглотительной абсорбции содержащий оставшиеся компоненты легкого газа из подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны, отводится вверху поглотительной абсорбционной колонны 200 через выпуск головного потока по линии 202 головного потока поглотительной абсорбционной колонны. Поток поглотительного абсорбента, богатый углеводородами СНГ, отводится по линии 204 кубового потока поглотительной абсорбционной колонны из нижней части указанной поглотительной абсорбционной колонны 200 на выпуске для кубового потока. Поток богатого абсорбента в линии 204 кубового потока поглотительной абсорбционной колонны может быть направлен в стабилизирующую колонну 120 по линии 84 для извлечения СНГ и нафты путем отделения от легкого газа.

Давление в поглотительной абсорбционной колонне 200 регулируют с помощью регулирующего клапана 206 на линии 202 головного потока для регулирования давления на линии 62 головного потока холодного испарительного барабана, при этом давление измеряют с помощью контроллера 208 индикатора давления. Компьютер 209 передает манипулируемую предварительно заданную величину размещенному выше по потоку контроллеру 208 индикатора давления, который передает сигнал управления регулирующему клапану 206 для пропорционального большего открытия с уменьшением давления или пропорционального большего закрытия клапана с увеличением давления на линии 62 головного потока холодного испарительного барабана для приведения давления в соответствие с заданной величиной и поддерживания желаемого давления в линии 62. Подобным образом давление в линиях 82 и 126 поддерживается путем регулирующих клапанов, подключенных к контроллерам индикаторов давления с заданными величинами давления, переданными контроллерам посредством компьютера 209.

Поток отработанного газа поглотительной абсорбции в линии 202 головного потока поглотительной абсорбционной колонны, содержащий легкие газы, оставшиеся в подвергнутом однократному испарению холодном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны и/или газообразном потоке фракционирующей колонны, может быть транспортирован в установку 210 извлечения водорода для извлечения водорода.

Поток отработанного газа поглотительной абсорбции в линии 202 головного потока поглотительной абсорбционной колонны может быть направлен в установку 210 извлечения водорода, которая может содержать установку 212 адсорбции при переменном давлении (PSA), предназначенную для адсорбции примесей из водорода в подвергнутых абсорбции подвергнутом однократному испарению холодном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны и/или газообразном потоке фракционирующей колонны в линии 202 головного потока поглотительной абсорбционной колонны. Упомянутая установка 210 извлечения водорода может также содержать мембранную установку. В предпочтительной установке 212 PSA от водорода за счет адсорбции отделяются примеси, содержащиеся в холодном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны и/или газообразном потоке фракционирующей колонны с получением потока хвостового газа в линии 214 остаточного газа и потока очищенного водорода в линии 216 продукта. Процесс адсорбции при переменном давлении) обеспечивает отделение водорода от молекул большего размера, содержащихся в подвергнутом однократному испарению холодном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны и/или газообразном потоке фракционирующей колонны в линии 202 головного потока газопромывной колонны. Молекулы большего размера адсорбируются на адсорбенте при высоком давлении адсорбции, в то время как молекулы водорода меньшего размера проходят адсорбент. Уменьшение давления происходит до меньшего давления десорбции с целью десорбции адсорбированных молекул большего размера в потоке хвостового газа в линии 214 хвостового газа. Процесс PSA обычно желательно осуществлять в системах с множеством слоем, таких как описаны в патентном документе US 3430418, где используют по меньшей мере четыре адсорбирующих слоя. Процесс PSA осуществляется в таких системах на циклической основе, используя последовательность технологических операций. Поток очищенного водорода в линии 216 продукта имеет пониженное содержание сероводорода, аммиака, аминов и углеводородов и большую чистоту водорода по сравнению с подвергнутым абсорбции подвергнутом однократному испарению холодным газообразным отделенном гидрообработанном потоком и газообразным потоком отпарной колонны и/или газообразным потоком фракционирующей колонны в линии 202 головного потока газопромывной колонны. Установка 212 PSA может находиться в непосредственном сообщении ниже по потоку с линией 202 головного потока газопромывной колонны.

На фиг. 2 представлено воплощение установки, в котором для сжатия газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны используется эжектор 132'. Элементы на фиг. 2, имеющие конструктивное выполнение, такое, как и на фиг. 1, будут иметь одинаковые ссылочные номера позиции. Элементы на фиг. 2, которые имеют иную конструкцию по сравнению с соответствующим элементом, показанным на фиг. 1, будут обозначены таким же ссылочным номером позиции, но со штрихом ('). Конфигурация и функционирование воплощения на фиг. 2 по существу такие же, что и на фиг. 1, но с указанными ниже исключениями.

Линия 130' питания компрессора обеспечивает рециркуляцию результирующего газообразного потока отпарной колонны из линии 82 результирующего головного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны из линии 126 результирующего головного потока стабилизирующей колонны в эжектор 132' для сжатия результирующего головного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны. Часть подвергнутого однократному испарению холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока отбирают из линии 64' кубового потока холодного испарительного барабана и циркулируют обратно через линию 137 нагнетания к впуску эжектора 132'. Рециркуляционный подвергнутый однократному испарению холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 137 рециркуляции рециркулирует с помощью насоса 139 с расходом, достаточным для повышения давления результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны до давления холодного испарительного барабана 60'. Сжатый результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны способны поступать в холодный испарительный барабан 60', и поток из смешанного подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или результирующего газообразного потока фракционирующей колонны выходит из холодного испарительного барабана в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана при более высоком давлении холодного испарительного барабана 60' для транспортирования в установку 180 извлечения легких материалов так, как это было описано выше в отношении фиг. 1. Следует иметь в виду, что холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 44 холодного кубового потока в качестве альтернативы может быть подан в эжектор 132' для повышения давления результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны.

На фиг. 3 представлено альтернативное воплощение установки, в котором для сжатия газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны используется эжектор 132''. Элементы на фиг. 3, имеющие такое же конструктивное выполнение, как и на фиг. 1 или фиг. 2, будут иметь такие же ссылочные номера позиции, что и на фиг. 1 и фиг. 2 соответственно. Элементы на фиг. 3, которые имеют иную конструкцию по сравнению с соответствующим элементом, показанным на фиг. 1 или на фиг. 2, будут обозначены таким же ссылочным номером позиции, но с индексом в виде двойного штриха (''). Конфигурация и функционирование воплощения на фиг. 3 по существу такие же, что и на фиг. 2, за исключением того, что холодный жидкий отделенный гидрообработанный поток в линии 44 холодного кубового потока транспортируется на впуск эжектора 132'' через линию 58'' подачи холодного испарительного барабана. Давление холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока является достаточным для повышения давления результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или газообразного потока фракционирующей колонны до давления холодного испарительного барабана 60''. Сжатый результирующий газообразный поток отпарной колонны и/или газообразный поток фракционирующей колонны могут поступать в холодный испарительный барабан 60'', и поток из смешанного подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и результирующего газообразного потока отпарной колонны и/или результирующего газообразного потока фракционирующей колонны выходит из холодного испарительного барабана в линии 62 головного потока холодного испарительного барабана при более высоком давлении холодного испарительного барабана 60' для транспортирования в установку 180 извлечения легких материалов так, как это было описано выше в отношении фиг. 1. Также предполагается, что подвергнутый однократному испарению горячий газообразный отделенный гидрообработанный поток в линии 54 головного потока горячего испарительного барабана может байпасировать эжектор 132'' и может быть направлен в холодный испарительный барабан 60'' отдельно от холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в линии 58'' подачи холодного испарительного барабана.

Пример

Было проведено сравнение преимуществ предложенного способа при повышенном давлении газообразного потока отпарной колонны до 3,5 МПа (изб.) (500 фунт/дюйм² изб.) и проведено сравнение предложенного способа с традиционным способом, в котором не повышают давление газообразного потока отпарной колонны, и избыточное давление имеет максимальную величину 2,0 МПа (изб.) (290 фунт/дюйм² изб.). Результаты сравнения приведены в Таблице.

Таблица

Параметры Единицы измерения Известная схема Предложенная схема Потери водорода в результирующем газообразном потоке отпарной колонны фут мол/час 183 0 Водород, извлеченный в устройстве PSA из подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и результирующего газообразного потока отпарной колонны фут мол/час 669 848 СНГ, извлеченный в поглотительной абсорбционной колонне из подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработан-ного потока и результирующего газообразного потока отпарной колонны фут/час 4720 5152 Расход поглотительного масла фут/час 121117 48000

В предложенном способе отсутствуют потери водорода в результирующем газообразном потоке отпарной колонны. Обычно потери водорода в результирующем газообразном потоке отпарной колонны имеют место, поскольку он не извлекается, а подается в коллектор топливного газа и сжигается в качестве топлива. Извлечение водорода повышается на 27% вследствие более высокого давления. В предложенном способе извлечение СНГ повышается на 10 мас. %, в то время как расход поглотительного масла уменьшается в 2,5 раза.

Конкретные воплощения изобретения

Хотя далее изобретение описано в связи с конкретными воплощениями, следует понимать, что это описание предназначено для иллюстрации, а не для ограничения объема предшествующего описания и приложенной формуле изобретения.

Первым воплощением изобретения является способ извлечения водорода, включающий гидрообработку потока углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением гидрообработанного выходящего потока; разделение гидрообработанного выходящего потока в секции разделения, содержащей сепаратор, с получением жидкого отделенного гидрообработанного потока и газообразного отделенного гидрообработанного потока; отпаривание жидкого отделенного гидрообработанного потока с получением газообразного потока отпарной колонны; и абсорбцию C₃+ углеводородов одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока отпарной колонны путем контактирования с поглощающим маслом. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, в котором стадия отпаривания включает конденсацию головного потока отпарной колонны и отделение указанного газообразного потока отпарной колонны от жидкого головного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее фракционирование жидкого головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока фракционирующей колонны и извлечение C₃+ углеводородов из газообразного потока фракционирующей колонны вместе с газообразным потоком отпарной колонны и газообразным отделенным гидрообработанным потоком. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее повышение давления газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее поддерживание давления стадии абсорбции путем управления регулирующим клапаном на линии головного потока, когда размещенный выше по потоку контроллер индикатора давления устанавливает несоответствие давления заданной величине. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее рециркуляцию газообразного потока отпарной колонны через эжектор для повышения давления газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее одновременное извлечение водорода из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее абсорбцию кислых газов одновременно из газообразного потока отпарной колонны и газообразного отделенного гидрообработанного потока посредством контактирования с растворителем. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, дополнительно включающее одновременную адсорбцию примесей от водорода в газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая первое воплощение в этом разделе, в котором стадия разделения дополнительно включает разделение гидрообработанного выходящего потока в горячем сепараторе с получением горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока; разделение горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока в холодном сепараторе с получением холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока и/или разделение горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока в горячем испарительном барабане с получением подвергнутого однократному испарению горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и подвергнутого однократному испарению горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока; и разделение подвергнутого однократному испарению горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и/или холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в холодном испарительном барабане с получением подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока, который представляет собой указанный газообразный отделенный гидрообработанный поток, и подвергнутого однократному испарению холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока, который представляет собой указанный жидкий отделенный гидрообработанный поток.

Вторым воплощением изобретения является способ извлечения водорода, включающий гидрообработку потока углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением гидрообработанного выходящего потока; разделение гидрообработанного выходящего потока в секции разделения, содержащей сепаратор, с получением жидкого отделенного гидрообработанного потока и газообразного отделенного гидрообработанного потока; отпаривание жидкого отделенного гидрообработанного потока; конденсирование головного потока отпарной колонны; разделение сконденсированного головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока отпарной колонны и жидкого головного потока отпарной колонны; фракционирование жидкого головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока фракционирующей колонны; и абсорбцию C₃+ углеводородов одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока фракционирующей колонны путем контактирования с поглощающим маслом. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая второе воплощение в этом разделе, дополнительно включающее извлечение C3+ углеводородов из газообразного потока фракционирующей колонны вместе с газообразным отделенным гидрообработанным потоком и газообразным потоком отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая второе воплощение в этом разделе, дополнительно включающее извлечение водорода одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока фракционирующей колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая второе воплощение в этом разделе, дополнительно включающее абсорбцию кислых газов одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока фракционирующей колонны путем контактирования с растворителем. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая второе воплощение в этом разделе, дополнительно включающее одновременную абсорбцию примесей от водорода в газообразном отделенном гидрообработанном потоке и газообразном потоке фракционирующей колонны.

Третьим воплощением настоящего изобретения является способ извлечения СНГ, включающий гидрообработку потока углеводородного сырья в реакторе гидрообработки с получением гидрообработанного выходящего потока; разделение гидрообработанного выходящего потока в секции разделения, содержащей сепаратор, с получением жидкого отделенного гидрообработанного потока и газообразного отделенного гидрообработанного потока; отпаривание жидкого отделенного гидрообработанного потока; конденсирование головного потока отпарной колонны; разделение сконденсированного головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока отпарной колонны и жидкого головного потока отпарной колонны; фракционирование жидкого головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока фракционирующей колонны; и абсорбцию C₃+ углеводородов одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока, газообразного потока отпарной колонны и газообразного потока фракционирующей колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая третье воплощение в этом разделе, дополнительно включающее повышение давления газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая третье воплощение в этом разделе, дополнительно включающее рециркуляцию газообразного потока отпарной колонны и газообразного потока фракционирующей колонны в сепаратор через эжектор для повышения давления упомянутого газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая третье воплощение в этом разделе, дополнительно включающее извлечение водорода одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока, газообразного потока фракционирующей колонны и газообразного потока отпарной колонны. Воплощением настоящего изобретения является одно, любое или все предшествующие воплощения в этом разделе описания, включая третье воплощение в этом разделе, дополнительно включающее абсорбцию кислых газов одновременно из газообразного отделенного гидрообработанного потока, газообразного потока фракционирующей колонны и газообразного поток отпарной колонны путем контактирования с растворителем.

Предполагается, что специалисты в данной области техники, используя приведенное выше описание, без дополнительной проработки могут в максимально возможной степени использовать настоящее изобретение, легко установить основные характеристики настоящего изобретения и без отклонения от сущности и объема изобретения осуществить различные изменения и модификации изобретения для его адаптации к различным условиям и применениям. Рассмотренные выше предпочтительные конкретные воплощения следует в этой связи истолковывать лишь как иллюстративные и никаким образом не ограничивающие остальную часть описания, и предполагается, что они охватывают различные модификации и эквивалентные размещения компонентов, включенные в объем приложенной формулы изобретения.

В предшествующем описании все температуры приведены в градусах Цельсия и все части и проценты приведены по массе, если не указано иное.

Изобретение относится к гидрообработке потоков углеводородов, в частности к извлечению водорода и сжиженного нефтяного газа (СНГ) из подвергнутых гидрообработке потоков углеводородов. Способ извлечения водорода включает гидрообработку потока углеводородного сырья в реакторе гидрообработки и разделение полученного гидрообработанного потока в секции разделения с получением жидкого и газообразного отделенных гидрообработанных потоков. Жидкий отделенный гидрообработанный поток отпаривают с получением газообразного потока отпарной колонны. Из газообразного отделенного гидрообработанного потока и газообразного потока отпарной колонны абсорбируют С₃₊ углеводороды путем контактирования с поглотительным маслом. Обеспечивается повышение извлечения водорода, повышение извлечения СНГ и уменьшение расхода поглотительного масла. 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

1. Способ извлечения водорода, включающий:

гидрообработку потока углеводородного сырья в реакторе гидрообработки для получения гидрообработанного выходящего потока;

разделение указанного гидрообработанного выходящего потока в секции разделения, содержащей сепаратор, с получением жидкого отделенного гидрообработанного потока и газообразного отделенного гидрообработанного потока;

отпаривание указанного жидкого отделенного гидрообработанного потока с получением газообразного потока отпарной колонны и

абсорбцию C₃₊ углеводородов одновременно из указанного газообразного отделенного гидрообработанного потока и указанного газообразного потока отпарной колонны путем контактирования с поглотительным маслом.

2. Способ по п. 1, в котором упомянутая стадия отпаривания включает конденсацию головного потока отпарной колонны и отделение указанного газообразного потока отпарной колонны от жидкого головного потока отпарной колонны.

3. Способ по п. 2, дополнительно включающий фракционирование указанного жидкого головного потока отпарной колонны с получением газообразного потока фракционирующей колонны и извлечение C₃₊ углеводородов из указанного газообразного потока фракционирующей колонны вместе с указанным газообразным потоком отпарной колонны и указанным газообразным отделенным гидрообработанным потоком.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий повышение давления газообразного потока отпарной колонны.

5. Способ по п. 4, дополнительно включающий поддерживание давления упомянутой стадии абсорбции путем управления регулирующим клапаном на линии головного потока в том случае, если размещенный выше по потоку контроллер индикатора давления устанавливает несоответствие давления заданной величине.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий рециркуляцию указанного газообразного потока отпарной колонны к указанному сепаратору через эжектор для повышения давления газообразного потока отпарной колонны.

7. Способ по п. 1, дополнительно включающий извлечение водорода одновременно из указанного газообразного отделенного гидрообработанного потока и указанного газообразного потока отпарной колонны.

8. Способ по п. 1, дополнительно включающий абсорбцию кислых газов одновременно из указанного газообразного потока отпарной колонны и указанного газообразного отделенного гидрообработанного потока путем контактирования с растворителем.

9. Способ по п. 7, дополнительно включающий одновременное адсорбирование примесей от водорода в указанном газообразном отделенном гидрообработанном потоке и указанном газообразном потоке отпарной колонны.

10. Способ по п. 1, в котором указанная стадия разделения дополнительно включает: разделение указанного гидрообработанного выходящего потока в горячем сепараторе с получением горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока; разделение указанного горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока в холодном сепараторе с получением холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока и холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока и/или разделение указанного горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока в горячем испарительном барабане с получением подвергнутого однократному испарению горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и подвергнутого однократному испарению горячего жидкого отделенного гидрообработанного потока и разделение указанного подвергнутого однократному испарению горячего газообразного отделенного гидрообработанного потока и/или указанного холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока в холодном испарительном барабане с получением подвергнутого однократному испарению холодного газообразного отделенного гидрообработанного потока, который представляет собой указанный газообразный отделенный гидрообработанный поток, и подвергнутого однократному испарению холодного жидкого отделенного гидрообработанного потока, который представляет собой указанный жидкий отделенный гидрообработанный поток.