КОНФИГУРАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА ОЛЕФИНОВ И АРОМАТИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Российский патент 2023 года по МПК C10G45/32 C10G45/44 C10G65/12 

Область изобретения

[0001] Варианты осуществления, описанные в изобретении, относятся к способам и системам для производства продуктов нефтехимии, таких как олефины и ароматические соединения, из сырой нефти и потоков малоценных тяжелых углеводородов.

Уровень техники

[0002] Высококипящие соединения в сырой нефти могут создавать большие эксплуатационные проблемы, если их направлять на установку парового крекинга. Высококипящие соединения имеют склонность к образованию кокса в значительной степени из-за высокого содержания в них асфальтенов. Следовательно, высококипящие соединения, как правило, удаляют перед тем, как направить более легкие фракции в различные узлы производства нефтепродуктов, такие как установка парового крекинга или комплекс по производству ароматических соединений. Однако процесс удаления увеличивает капитальные затраты всего процесса и снижает рентабельность, так как удаленные высококипящие соединения могут быть проданы только в качестве малоценного тяжелого нефтяного топлива. Кроме того, до настоящего времени сложной задачей было преобразование вакуумного остатка без значительного образования тяжелых полициклических ароматических соединений (ТПАС (HPNA)), которые вредны для печей паровой крекинг-установки процесса, расположенного ниже по потоку.

[0003] В патенте США 3617493 описан способ, в котором сырую нефть направляют в конвекционную секцию паровой крекинг-установки и затем в зону разделения, где часть сырья, кипящего ниже приблизительно 450ºF, отделяют от остальной части сырья и затем направляют с водяным паром в высокотемпературную часть паровой крекинг-установки и подвергают воздействию условий крекинга.

[0004] В патенте США 4133777 описан способ, в котором поданная нефть вначале стекает вниз тонким струйным потоком через неподвижный слой катализаторов гидродеметаллирования (HDM), а затем проходит вниз через неподвижный слой промотированных катализаторов, содержащих выбранные металлы группы VI и группы VIII, с очень небольшим гидрокрекингом, происходящим в таком комбинированном процессе.

[0005] В патенте США 5603824 раскрыт способ облагораживания смеси воскообразного углеводородного сырья, содержащей соединения серы, которые кипят в интервале дистиллята, чтобы уменьшить содержание серы и 85%-ную температуру, сохранив при этом высокое октановое число нафты побочных продуктов и максимально повысив выход дистиллята. В этом способе используют единственный реактор с нисходящим потоком, имеющий, по меньшей мере, два слоя катализатора и межслойный перераспределитель между слоями. Верхний слой содержит катализатор гидрокрекинга, предпочтительно цеолит типа бета, а нижний слой содержит катализатор депарафинизации, предпочтительно ZSM-5.

[0006] В патенте США 3730879 раскрыт двухслойный каталитический процесс гидродесульфуризации сырой нефти или восстановленной фракции, в котором, по меньшей мере, 50% общего объема пор катализатора первого слоя составляют поры с диаметром в интервале 100-200 ангстрем.

[0007] Патент США 3830720 раскрывает двухслойный каталитический процесс гидрокрекинга и гидродесульфуризации остаточных масел, в котором мелкопористый катализатор расположен выше крупнопористого катализатора.

[0008] Патент США 3876523 описывает новый катализатор и способ каталитической деметаллизации и десульфуризации нефтяных масел, содержащих хвостовые фракции. В описанном способе используют катализатор, содержащий компонент гидрирования, такой как оксиды кобальта и молибдена, нанесенный на оксид алюминия. Хотя этот катализатор высокоэффективен для деметаллизации хвостовых фракций и при эксплуатации имеет хорошую стабильность с течением времени, его полезность значительно повышается, когда этот катализатор используют особым образом в комбинации со вторым катализатором, имеющим другие критические характеристики. Катализатор типа, описанного в патенте США № 3876523, будет называться первым катализатором, при этом подразумевается, что этот первый катализатор следует размещать выше по потоку от второго катализатора, имеющего другие характеристики.

[0009] Патент США 4153539 раскрывает, что улучшенное применение водорода и/или более высокие конверсии желаемого продукта получают в процессах гидроочистки или гидрокрекинга при использовании амфорообразных частиц для процессов гидроочистки легких углеводородных фракций, каталитического риформинга, алкилирования в неподвижном слое и т.п.

[0010] Патент США 4016067 раскрывает, что нефтяные масла, предпочтительно хвостовые фракции, подвергают каталитической гидроочистке для очень эффективного удаления как металлов, так и серы, и с особенно медленным старением каталитической системы за счет последовательного введения нефтяного масла в контакт с двумя катализаторами с разными характеристиками. Первый катализатор, расположенный выше по потоку от второго катализатора, характеризуется, по меньшей мере, 60% его порового объема в порах диаметром больше чем 100 Å и другими характеристиками, рассмотренными далее. Второй катализатор, расположенный ниже по потоку от первого катализатора, характеризуется основной долей его порового объема в порах диаметром меньше чем 100 Å.

[0011] Аппарат с двойным катализатором патента США 4016067 используют для деметаллизации и/или десульфуризации любого нефтяного масла, которое имеет нежелательно высокое содержание металлов и/или серы для конкретного применения. Аппарат с двойным катализатором особенно эффективен для получения исходного сырья с низким содержанием металлов и/или низким содержанием серы для каталитического крекинга или коксования. При переработке для удаления металлов и серы нефтяное масло также одновременно обогащают водородом, что делает его даже более подходящим перерабатываемым сырьем для любого из этих процессов.

[0012] Патент США 10017702 раскрывает способ термического крекинга всей сырой нефти. Вся сырая нефть может быть частично разделена на множество фракций и отдельные фракции могут быть поданы в паровую крекинг-установку через отдельные радиантные змеевики.

[0013] В предварительной публикации патента США 2019-0023999 A1 раскрыто разделение нефти на легкий погон и тяжелый погон. Легкий погон затем подают в паровую крекинг-установку, а все количество тяжелой фракции подвергают гидроочистке и/или гидрокрекингу.

[0014] В целом в этих и других способах преобразования всей сырой нефти предшествующего уровня техники, как правило, превращают менее 50% сырой нефти в более желательные конечные продукты, включающие, например, продукты нефтехимии, такие как этилен, пропилен, бутены, пентены и легкие ароматические соединения. Обычно 20% всей сырой нефти устраняют перед переработкой, удаляя наиболее тяжелые компоненты, которые трудно подвергаются преобразованию. Приблизительно еще 20% всей сырой нефти обычно превращают в пиролизное масло и около 10% перерабатывают в метан.

Сущность изобретения

[0015] Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает: разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка; гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока, и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива; деструктивное гидрирование среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока; деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока; смешение первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и гидрокрекинг смеси с образованием гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока; и подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[0016] Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает: систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка; установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива; первый реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока; второй реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока; смеситель для смешения первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и установку гидрокрекинга для гидрокрекинга смеси с образованием гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока; одну или несколько технологических линий для подачи гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[0017] Другие аспекты и преимущества будут очевидны из приведенного ниже описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

[0018] ФИГ. 1 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0019] ФИГ. 2 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0020] ФИГ. 3 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0021] ФИГ. 4 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0022] ФИГ. 5 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0023] ФИГ. 6 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0024] ФИГ. 7 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

Подробное описание

[0025] Как используется в описании, термин «продукты нефтехимии» относится к углеводородам, включающим легкие олефины и диолефины и C₆-C₈-ароматические соединения. Продукты нефтехимии, таким образом, относятся к углеводородам, включающим этилен, пропилен, бутены, бутадиены, пентены, пентадиены, а также бензол, толуол и ксилолы. Что касается подгруппы продуктов нефтехимии, то термин «химические продукты», как используется в описании, относится к этилену, пропилену, бутадиену, 1-бутену, изобутилену, бензолу, толуолу и пара-ксилолам.

[0026] Гидроочистка представляет собой каталитический процесс, обычно проводимый в присутствии свободного водорода, основной целью которого при использовании для переработки углеводородного исходного сырья является удаление из исходного сырья разнообразных металлических загрязнителей (например, мышьяка), гетероатомов (например, серы, азота и кислорода) и ароматических соединений. Обычно при операциях гидроочистки крекинг углеводородных молекул (то есть, расщепление более крупных углеводородных молекул на более мелкие углеводородные молекулы) сведен до минимума. Как используется в описании, термин «гидроочистка» относится к процессу очистки, в результате которого сырьевой поток вводят в реакцию с газообразным водородом в присутствии катализатора для удаления примесей, таких как сера, азот, кислород и/или металлы (например, никель или ванадий) из сырьевого потока (например, кубовых остатков атмосферной колонны) посредством процессов восстановления. Способы гидроочистки могут существенно меняться в зависимости от типа сырья для установки гидроочистки. Например, легкое исходное сырье (например, нафта) содержит очень мало и незначительное число типов примесей, тогда как тяжелое исходное сырье (например, кубовые остатки атмосферной колонны (ATB)), как правило, содержат много разных тяжелых соединений, присутствующих в сырой нефти. Помимо наличия тяжелых соединений примеси в тяжелом исходном сырье являются более проблемными и трудными для переработки, чем примеси, присутствующие в легком исходном сырье. Следовательно, гидроочистку легкого сырья обычно проводят при менее жестких условиях реакции, тогда как тяжелое сырье требует более высоких давления и температуры реакции.

[0027] Гидрокрекинг относится к процессу, в котором гидрирование и дегидрирование сопровождают крекинг/фрагментацию углеводородов, например, превращение более тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды или превращение ароматических соединений и/или циклопарафинов (нафтенов) в нециклические разветвленные парафины.

[0028] «Кондиционирование» и подобные термины, используемые в описании, относятся к преобразованию углеводородов посредством одного или обоих процессов гидрокрекинга и гидроочистки. «Деструктивное гидрирование» и подобные термины относятся к расщеплению углеводородных молекулярных связей в углеводороде и сопутствующему насыщению водородом оставшихся фрагментов углеводорода, что может создавать стабильные более низкокипящие жидкие нефтепродукты и может включать как гидрокрекинг, так и гидроочистку.

[0029] «Плотность в градусах АНИ (API)» относится к плотности нефтяного сырья или нефтепродукта относительно воды, определенной по стандарту ASTM D4052-11.

[0030] Варианты осуществления изобретения относятся к способам и системам, которые принимают сырую нефть и/или малоценные тяжелые углеводороды в качестве исходного сырья и дают продукты нефтехимии, такие как легкие олефины и диолефины (этилен, пропилен, бутадиен и/или бутены) и ароматические соединения. Более конкретно, варианты осуществления изобретения ориентированы на способы и системы получения олефинов и ароматических соединений термическим крекингом предварительно кондиционированной сырой нефти или конденсата. Способы по изобретению могут кондиционировать фракцию кубовых остатков всей сырой нефти и природных конденсатов для получения исходного сырья, приемлемого в качестве сырья паровой крекинг-установки.

[0031] Интеграция кондиционирования, фракционирования и парового крекинга может обеспечить высокоэффективную установку и в некоторых вариантах осуществления может преобразовывать больше чем 55%, больше чем 60%, больше чем 65%, больше чем 70%, больше чем 75%, больше чем 80% или больше чем 85% всей сырой нефти в продукты нефтехимии. В других вариантах осуществления интеграция кондиционирования, фракционирования и парового крекинга может давать высокоэффективную установку и в некоторых вариантах осуществления может преобразовывать больше чем 55%, больше чем 60%, больше чем 65%, больше чем 70%, больше чем 75%, больше чем 80% или больше чем 85% всей сырой нефти в химические продукты. Варианты осуществления изобретения, таким образом, могут предложить системы и способы кондиционирования исходного сырья, включающего даже наиболее тяжелые, наиболее нежелательные компоненты кубовых остатков, до компонентов, которые могут быть испарены и пропущены в радиантную секцию паровой крекинг-установки, что существенно улучшает конверсию по сравнению с низкой конверсией продуктов нефтехимии способов предшествующего уровня техники.

[0032] Углеводородные смеси, полезные в вариантах осуществления, раскрытых в изобретении, могут включать различные углеводородные смеси, имеющие некоторый интервал температуры кипения, где конечная температура кипения смеси может быть больше чем 500°C, например, больше чем 525°C, 550°C или 575°C. Количество высококипящих углеводородов, таких как углеводороды, кипящие выше 550°C, может быть всего лишь 0,1% масс., 1% масс. или 2% масс., но может составлять вплоть до 10% масс., 25% масс., 50% масс. или больше. Описание объяснено в отношении сырой нефти, такой как вся сырая нефть, но может быть использована любая углеводородная смесь с высокой конечной температурой кипения. Однако способы, описанные в изобретение, могут быть применены к сырой нефти, конденсатам и углеводородам с широкой кривой кипения и конечными температурами кипения выше 500°C. Такие углеводородные смеси могут включать всю сырую нефть, неочищенную сырую нефть, гидроочищенную сырую нефть, газойль, вакуумный газойль, топочные мазуты, реактивное топливо, дизельное топливо, керосины, бензины, синтетическую нафту, рафинаты риформинга, жидкости Фишера-Тропша, газы Фишера-Тропша, бензины из природного газа, дистилляты, прямогонную нафту, конденсаты природного газа, кубовые остатки атмосферной трубчатки, потоки вакуумной трубчатки, включая кубовые остатки, нафту с широким интервалом кипения до газонефтиконденсатов, потоки тяжелых углеводородов непрямой гонки от нефтеперерабатывающих заводов, вакуумный газойль, тяжелые газойли, атмосферные остатки, воск гидрокрекинга и воск Фишера-Тропша, помимо прочих. В некоторых вариантах осуществления углеводородная смесь может включать углеводороды, кипящие от фракции нафты или легче до вакуумного газойля или тяжелее.

[0033] Когда конечная температура кипения углеводородной смеси высокая, например, выше 550°C, углеводородная смесь не может быть переработана непосредственно в реакторе парового пиролиза с получением олефинов. Присутствие таких тяжелых углеводородов приводит к образованию кокса в реакторе, причем коксование может происходить в одном или нескольких змеевиках предварительного нагревания или змеевиках перегрева конвекционной зоны, в радиантных змеевиках или в теплообменниках линии прокачки, и такое коксование может происходить быстро, например, за несколько часов. Всю сырую нефть, как правило, не подвергают промышленному крекингу, так как это не экономично. Ее обычно фракционируют и только определенные фракции используют в паровом пиролизном нагревателе для производства олефинов. Остальное используют в других процессах. Реакция крекинга протекает по свободно-радикальному механизму. Следовательно, высокий выход этилена может быть достигнут при проведении крекинга при высоких температурах. Более легкие исходные материалы типа бутанов и пентанов требуют высокой температуры в реакторе для получения высокого выхода олефинов. Тяжелые исходные материалы типа газойля и вакуумного газойля (VGO) требуют более низких температур. Сырая нефть имеет распределение соединений от бутанов до VGO и остатка (материала, имеющего нормальную температуру кипения выше 550°C). Воздействие на всю сырую нефть, без разделения, высоких температур дает высокий выход кокса (побочного продукта крекинга углеводородов при очень жестких условиях) и закупоривает реактор. Реактор парового пиролиза необходимо периодически останавливать, а кокс очищать путем декоксования паром/воздухом. Время между двумя периодами очистки, когда производят олефины, называют продолжительностью рабочего цикла. Когда сырую нефть подвергают крекингу без разделения, кокс может оседать на змеевиках конвекционной секции (испаряющих жидкость), в радиантной секции (где происходит образование олефинов) и/или в теплообменниках линии прокачки (где реакции быстро останавливают путем охлаждения для сохранения выхода олефинов).

[0034] Способы и системы в соответствии с вариантами осуществления, описанными в изобретении, могут включать секцию подготовки сырья, секцию кондиционирования сырой нефти, комплекс по производству ароматических соединений и паровую крекинг-установку. Секция подготовки сырья может включать, например, обессоливающую установку.

[0035] Обессоленную нефть затем кондиционируют и перерабатывают таким образом, чтобы направлять крекируемое сырье на паровую крекинг-установку и/или в комплекс по производству ароматических соединений. Секция кондиционирования может позволить оператору максимально повысить выход химических продуктов, при этом сохранять разумную частоту удаления кокса в печах. Другая задача узла кондиционирования сырой нефти состоит в том, чтобы гарантировать полное или по существу полное (95%+) превращение асфальтенов в компоненты с более низкой температурой кипения, что повышает выход химических продуктов, при одновременном сокращении образования тяжелых полициклических ароматических соединений (ТПАС).

[0036] Способы в соответствии с вариантами осуществления изобретения, таким образом, могут преобразовывать более тяжелые фракции сырой нефти в высокоценные продукты нефтехимии и могут минимизировать количество углеводородов, направляемых в резервуар тяжелого нефтяного топлива, что существенно повышает рентабельность. Получаемое тяжелое жидкое топливо в небольшом резервуаре также может быть облагорожено до низкосернистого нефтяного топлива, соответствующего требованиям IMO 2020, дополнительно повышая ценность продуктов.

[0037] Как отмечалось выше, высококипящие соединения в сырой нефти могут создавать большие эксплуатационные проблемы, если их направлять на паровую крекинг-установку, из-за их предрасположенности к образованию кокса, особенно из-за высокого содержания в них асфальтенов. Следовательно, высококипящие соединения, как правило, удаляют перед направлением более легких фракций на разные узлы переработки нефти, такие как установка парового крекинга и комплекс по производству ароматических соединений. Процесс удаления увеличивает капитальные затраты на весь процесс и снижает рентабельность, так как удаленные высококипящие соединения могут быть проданы только в виде малоценного тяжелого нефтяного топлива. Кроме того, на сегодняшний день проблемой является преобразование вакуумного остатка без значительного образования ТПАС, которые вредны для печей паровой крекинг-установки, расположенный ниже по потоку процесса. Способы и системы в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут преодолевать эти проблемы.

[0038] Конфигурации систем и способов преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления, описанными в изобретении, могут эффективно справляться с преобразованием вакуумных остатков, при этом минимизируют преобразование продуктов нефтехимии и поддерживают более низкую склонность к коксованию в паровой крекинг-установке. Это достигается за счет интеграции реактора гидрокрекинга вакуумных остатков в процесс кондиционирования нефти, что позволяет превращать высококипящие соединения в более легкие компоненты. В разных вариантах узлы гидрокрекинга вакуумных остатков в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут включать узлы гидрокрекинга вакуумных остатков с неподвижным слоем, реакторы гидрокрекинга вакуумных остатков с кипящим слоем, такие как реакторы гидрокрекинга вакуумных остатков с суспензионным слоем.

[0039] Потоки облагороженной сырой нефти из узла кондиционирования нефти, например, из узла кондиционирования сырой нефти с неподвижным слоем, и из установки гидрокрекинга, представляют собой подходящее исходное сырье для паровой крекинг-установки, а также для комплекса по производству ароматических соединений. Это может приводить к снижению общих технологических выходов малоценного тяжелого нефтяного топлива и увеличению выхода высокоценных олефинов и ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы (BTX).

[0040] Разделение различных фракций, таких как низкокипящая фракция (например, 160°C- фракция), среднекипящая фракция (например, 160-490°C фракция) и высококипящая фракция (например, 490°С+ фракция), может повышать эффективность капитальных и эксплуатационных затрат способов и систем, описанных в изобретении. Что касается трех погонов во многих вариантах осуществления изобретения, то авторы настоящего изобретения признают, что конденсаты, имеющие, как правило, небольшое количество высококипящих компонентов, и вся сырая нефть, имеющая большее количество высококипящих компонентов, могут быть переработаны по-разному. Соответственно, в случае нефтяного сырья с широким интервалом кипения могут быть получены один, два, три или более отдельных погонов, и каждый погон может быть переработан отдельно при оптимальных условиях.

[0041] Разделение всей сырой нефти на желаемые фракции может быть выполнено с использованием одного или нескольких сепараторов (дистилляционных колонн, испарительных емкостей и др.). В некоторых вариантах разделение нефтяного сырья может быть проведено во встроенном устройстве разделения (ВУР (ISD)), таком как устройство, раскрытое в документе US 2013/0197283, который включен в данный документ посредством ссылки. Во ВУР для отделения желаемой паровой фракции от жидкости начальное отделение низкокипящей фракции проводят во ВУР на основе комбинации центробежного и циклонного эффектов. Затем может быть использована дополнительная стадия разделения для отделения среднекипящей фракции от высококипящих компонентов.

[0042] Как правило, углеводородные компоненты, кипящие выше 490°C, содержат асфальтены и углеродистый остаток Конрадсона, и, следовательно, должны быть переработаны соответствующим образом, как также описано ниже. Хотя варианты осуществления изобретения описаны как включающие фракцию ниже приблизительно 90-250°C, такую как 160°C- фракция, и фракцию выше приблизительно 400-560°C, такую как фракция 490°C+, отмечено, что фактические границы кипения фракций могут быть изменены в зависимости от типа всей сырой нефти или других перерабатываемых тяжелых фракций. Например, для сырой нефти, имеющей низкое содержание металлов или азота или большое количество «легко перерабатываемых» компонентов, кипящих, например, при температурах вплоть до 525°C, 540°C или 565°C, может быть возможным повышение средней/высокой границы кипения фракции, при этом все еще будут достигаться положительные эффекты вариантов осуществления изобретения. Аналогично, нижняя/средняя граница кипения фракции может достигать до 220°C в некоторых вариантах осуществления или до 250°C в других вариантах осуществления. Кроме того, установлено, что нижняя/средняя граница кипения фракции приблизительно 160°C может обеспечить преимущество при определении размеров и работы реакторов, таких как реактор кондиционирования с неподвижным слоем, для кондиционирования углеводородов средней фракции (средний погон). Кроме того, для определенного сырья, такого как конденсаты, нижняя/средняя граница кипения фракции может составлять до 565°C. Возможность менять границы кипения фракций может добавить гибкости технологическим схемам в соответствии с вариантами осуществления изобретения, позволяя перерабатывать широкий спектр исходного сырья с получением при этом желаемой смеси продуктов.

[0043] Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, легкий погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 90°C (например, 90°C- фракция), приблизительно вплоть до 100°C, приблизительно вплоть до 110°C, приблизительно вплоть до 120°C, приблизительно вплоть до 130°C, приблизительно вплоть до 140°C, приблизительно вплоть до 150°C, приблизительно вплоть до 160°C, приблизительно вплоть до 170°C, приблизительно вплоть до 180°C, приблизительно вплоть до 190°C, приблизительно вплоть до 200°C, приблизительно вплоть до 210°C, приблизительно вплоть до 220°C, приблизительно вплоть до 230°C, приблизительно вплоть до 240°C, приблизительно вплоть до 250°C (например, 250°C- фракция), приблизительно вплоть до 300°C, приблизительно вплоть до 350°C, приблизительно вплоть до 400°C, приблизительно вплоть до 500°C или приблизительно вплоть до 565°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают легкий погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения вплоть до температур, промежуточных между вышеупомянутыми интервалами.

[0044] В зависимости от используемого механизма фракционирования легкий углеводородный «погон» может быть относительно чистым, что означает, что легкая фракция может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс., как используется в данном документе) соединений, кипящих выше предполагаемой целевой температуры кипения. Например, погон 160°C- может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих выше 160°C (то есть, >1% масс.). В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона» могут представлять собой 95%-ную температуру начала кипения или в других вариантах осуществления 85%-ную температуру начала кипения, например, измеренную с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК (TBP)) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений выше предполагаемой температуры «границы кипения фракции». Для многих типов всей сырой нефти нижняя/средняя граница кипения фракции может быть такой, что легкокипящая фракция имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 250°C. Для другого исходного сырья, однако, такого как конденсат, легкокипящая фракция может иметь 95%-ную температуру начала кипения, например, в интервале приблизительно от 500 до 565°C.

[0045] В некоторых вариантах осуществления средний погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения от нижней границы при верхней температуре легкого погона (например, 90°C, 100°C, 110°C, 120°C, 130°C, 140°C, 150°C, 160°C, 170°C, 180°C, 190°C, 200°C, 210°C, 220°C, 230°C, 240°C, 250°C, 300°C, 350°C или 400°C) до верхней границы углеводородов, имеющих температуру кипения приблизительно вплоть до 350°C, приблизительно вплоть до 375°C, приблизительно вплоть до 400°C, приблизительно вплоть до 410°C, приблизительно вплоть до 420°C, приблизительно вплоть до 430°C, приблизительно вплоть до 440°C, приблизительно вплоть до 450°C, приблизительно вплоть до 460°C, приблизительно вплоть до 480°C, приблизительно вплоть до 490°C, приблизительно вплоть до 500°C, приблизительно вплоть до 520°C, приблизительно вплоть до 540°C, приблизительно вплоть до 560°C или приблизительно вплоть до 580°C. Как используется в описании, например, средний погон, имеющий нижнюю границу 160°C и верхнюю границу 490°C, может быть назван погоном или фракцией от 160 до 490°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают средний погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения от и/или вплоть до температур, промежуточных между вышеупомянутыми интервалами.

[0046] В зависимости от механизма фракционирования углеводородный «погон» в случае среднего погона может быть относительно чистым, что означает, что средний погон может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих ниже, и/или может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих выше границ предполагаемых целевых температур кипения. Например, погон от 160 до 490°C может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих ниже 160°C или выше 490°C. В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона», отмеченные выше, могут представлять собой 5%-ную (масс.) или 15%-ную (масс.) температуру начала кипения на нижней границе и/или 95%-ную или 85%-ную температуру начала кипения на верхней границе, которые могут быть измерены с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений выше и/или ниже температуры «границы кипения фракции», соответственно.

[0047] В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, выше приблизительно 375°C, выше приблизительно 400°C (например, фракция 400°C+), выше приблизительно 420°C, выше приблизительно 440°C, выше приблизительно 460°C, выше приблизительно 480°C, выше приблизительно 490°C, выше приблизительно 500°C, выше приблизительно 510°C, выше приблизительно 520°C, выше приблизительно 530°C, выше приблизительно 540°C, выше приблизительно 560°C, выше приблизительно 580°C, выше приблизительно 590°C, выше приблизительно 600°C (например, фракция 600°C+) или выше приблизительно 700°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают тяжелый погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения выше температур, промежуточных для вышеупомянутых температур.

[0048] В зависимости от механизма фракционирования тяжелый углеводородный «погон» может быть относительно чистым, что означает, что тяжелая фракция может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих ниже предполагаемой целевой температуры кипения. Например, погон 490°C+ может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих ниже 490°C. В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона», отмеченные выше, могут представлять собой 95%-ную температуру начала кипения или в других вариантах осуществления 85%-ную температуру начала кипения, например, которые могут быть измерены с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений, соответственно, ниже температуры «границы кипения фракции».

[0049] Хотя ниже приведены примеры относительно ограниченных температурных интервалов, полагают, что любые из температурных интервалов, предусмотренных выше, могут быть использованы в способах, описанных в изобретении. Кроме того, что касается границ кипения фракций, то границы, указанные ниже в примерах, могут быть точными, как описано выше, или могут относится 5%-ным или 15%-ным температурам кипения для нижних границ, или могут относится к 85%-ным или 95%-ным температурам кипения для верхних границ.

[0050] После фракционирования легкий погон, такой как 160°C- погон, может быть подан в секцию паровой крекинг-установки системы с дополнительной переработкой или без дополнительной переработки. Легкий погон, поданный в секцию паровой крекинг-установки, может включать, например, легкую нафту и более легкие углеводороды и в некоторых вариантах осуществления может включать углеводороды с интервалом кипения тяжелой нафты.

[0051] Углеводородный погон среднего интервала может быть кондиционирован с использованием одного или нескольких реакторов с неподвижным слоем, таких как реакторы гидроочистки и/или гидрокрекинга, каждый из которых может деструктивно гидрировать углеводороды в среднем погоне. Реакторы кондиционирования могут включать катализаторы для удаления металлов, удаления серы и удаления азота, и кондиционирование в этих реакторах может в результате добавлять водород к углеводородным компонентам, облегчая их переработку ниже по потоку для производства продуктов нефтехимии. Системы с неподвижным слоем катализатора в зоне кондиционирования среднего погона, например, могут содержать разные слои катализаторов деметаллизации, катализаторов деструктивного гидрирования и мезопористых цеолитных катализаторов гидрокрекинга, чтобы оптимизировать преобразование тяжелых материалов до баланса между высокопарафинистым потоком, который приемлем для производства олефинов, и обогащенным ароматическими соединениями потоком, который приемлем для производства ароматических соединений.

[0052] В некоторых вариантах осуществления может быть желательно дополнительно разделять средний погон на нижний средний погон и верхний средний погон. Например, средний погон, имеющий интервал температур кипения от 160 до 490°C, может быть поделен на нижний средний погон, имеющий интервал температур кипения приблизительно от 160 до 325°C, и верхний средний погон, имеющий интервал температур кипения приблизительно от 325 до 490°C. Следовательно, линии кондиционирования могут быть выполнены с возможностью более селективно превращать углеводородные компоненты в соответствующих нижнем и верхнем средних погонах в желаемые кондиционированные выходящие потоки, где каждая линия может быть выполнена с возможностью на базе предпочтительных катализаторов деструктивно гидрировать находящиеся в них углеводороды, определять размеры реактора для ожидаемых объемов подачи и срока службы катализатора, а также рабочие условия для достижения желаемого преобразования в содержащем нафту исходном сырье паровой крекинг-установки. Точно также подразумевается разделение среднего погона на три или более под-погонов.

[0053] Углеводороды в тяжелом погоне также могут быть кондиционированы с использованием одного или нескольких реакторов с неподвижным слоем, суспензионных реакторов или реакторов кипящего слоя. Кондиционирование тяжелого погона, такого как 490°C+ углеводороды, может быть проведено, например, в установке гидрокрекинга остатков и может повышать преобразование малоценных потоков в высокоценные продукты нефтепереработки посредством парового крекинга. Гидрокрекинг вакуумных остатков может быть проведен, например, в установке гидрокрекинга остатков с неподвижным слоем, в реакторе кипящего слоя, таком как реакторная система LC-FINING или LC-MAX, а также в суспензионных реакторах, таких как реакторы LC-SLURRY, каждый из которых доступен от компании Chevron Lummus Global. Однако признано, что на срок службы катализаторов деструктивного гидрирования и/или гидрокрекинга могут отрицательно повлиять более тяжелые компоненты, например, когда сырье включает компоненты, кипящие выше 565°C. Аналогично среднему погону также подразумевается деление тяжелого погона на один или несколько под-погонов.

[0054] Секция кондиционирования сырой нефти, включая кондиционирование средней и тяжелой фракций, предназначена для достижения четырех (4) целей. Во-первых, секция кондиционирования сырой нефти может быть использована для повышения концентрации парафинов и нафтенов в сырой нефти. Во-вторых, секция кондиционирования может понижать концентрацию полициклических ароматических углеводородов (ПАС (PNA)) в сырой нефти. В-третьих, секция кондиционирования может понижать температуру конца кипения (ТКК (FBP)) сырой нефти до ниже 540ºC. И, в-четвертых, секция кондиционирования может снижать до минимума фракцию вакуумных остатков сырой нефти.

[0055] Варианты осуществления при кондиционировании средней и тяжелой фракций могут ориентироваться на преобразование более тяжелых углеводородов для получения, например, углеводородов легче дизельного топлива. Катализаторы деструктивного гидрирования и рабочие условия, таким образом, могут быть выбраны так, чтобы направить превращение углеводородов или углеводородов в соответствующих фракциях преимущественно (>50% масс.) до углеводородов интервала нафты, например, до больше чем 60% масс. углеводородов интервала нафты, или, например, до больше чем 70% масс. углеводородов интервала нафты. Использование катализаторов и рабочих условий в секции кондиционирования для нацеливания на более легкие углеводородные продукты может повысить технологичность паровой крекинг-установки и увеличить производство продуктов нефтехимии.

[0056] В некоторых вариантах кондиционирование тяжелого погона, такого как 490°C+ погон, может приводить к преобразованию, по меньшей мере, 70% масс. соединений, кипящих свыше 565°С, в более легкокипящие соединения. Другие варианты осуществления могут приводить к преобразованию больше 75% масс., больше 80% масс. или больше 85% масс. соединений, кипящих свыше 565°С, в более легкокипящие соединения.

[0057] В некоторых вариантах кондиционирование среднего погона, такого как погон от 160 до 490°C, может приводить к преобразованию больше 50% масс. находящихся в нем углеводородов в углеводороды интервала нафты. В других вариантах кондиционирование среднего погона может приводить к преобразованию больше 55% масс., больше 60% масс., больше 65% масс или больше 70% масс. находящихся в нем углеводородов в углеводороды интервала нафты.

[0058] В некоторых вариантах совместное кондиционирование среднего погона и тяжелого погона может приводить к общему преобразованию больше 50% масс. находящихся в них углеводородов в углеводороды интервала нафты. В других вариантах кондиционирование среднего погона и тяжелого погона может приводить к преобразованию больше 55% масс., больше 60% масс. или больше 65% масс. находящихся в них углеводородов в углеводороды интервала нафты.

[0059] В результате таких начальных разделений и кондиционирования в некоторых вариантах осуществления сырье для паровой крекинг-установки может быть подано непосредственно на паровую крекинг-установку без дополнительной переработки. Легкий погон, имеющей предпочтительные свойства, включающие одну или несколько температур кипения, плотность в градусах АНИ, ИКГБ (BMCI), содержание водорода, содержание азота, содержание серы, вязкость, MCRT или суммарное содержание металлов, в некоторых вариантах осуществления после разделений может быть направлен напрямую на паровую крекинг-установку. Выходящие потоки от кондиционирования среднего погона в соответствии с вариантами изобретения также могут быть поданы непосредственно на паровую крекинг-установку. Аналогично, в некоторых вариантах выходящие потоки от кондиционирования тяжелого погона могут быть поданы непосредственно на паровую крекинг-установку.

[0060] Кондиционирование соответствующих фракций, как описано в изобретении, может обеспечить работу паровой крекинг-установки, даже при переработке множества сырья с меняющимися интервалами температур кипения, в течение продолжительного периода времени. В некоторых вариантах осуществления паровая крекинг-установка может быть способна работать в течение непрерывного рабочего цикла, по меньшей мере, три года, в других вариантах осуществления, по меньшей мере, четыре года, и в еще одних вариантах осуществления, по меньшей мере, пять лет.

[0061] Кроме того, начальные границы температур кипения углеводородов, размеры реактора, катализаторы и др. могут быть скорректированы или подобраны так, чтобы можно было синхронизировать период работы паровой крекинг-установки и процессов кондиционирования. Катализаторы, размеры реактора и условия могут быть подобраны так, чтобы период работы узла кондиционирования был синхронизирован с периодом работы паровой крекинг-установки. Объемы катализатора, типы катализатора и жесткость условий реакции все могут играть роль при определении периодов работы узла кондиционирования. Кроме того, степень кондиционирования более тяжелых углеводородов в сырой нефти может влиять на коксование в термической паровой крекинг-установке. Чтобы максимально увеличить время безотказной работы, в вариантах осуществления конструкцию и конфигурацию всей системы проектируют так, что система кондиционирования имеет такой же ожидаемый период работы, как и паровая крекинг-установка, для данного исходного сырья или ряда предполагаемого сырья. Кроме того, варианты осуществления подразумевают регулирование условий реакции (T, P, объемная скорость и др.) в секции кондиционирования и/или паровой крекинг-установке в зависимости от обрабатываемого исходного сырья так, чтобы период работы секции кондиционирования и паровой крекинг-установки был сопоставим или синхронизирован.

[0062] Синхронизация периодов работы может приводить к минимальному времени простоя, например, когда замену катализатора в реакторе кондиционирования проводят одновременно с декоксованием паровой крекинг-установки. Когда система кондиционирования включает множество реакторов или типов реакторов, синхронизация периодов работы может быть основана на ожидаемой производительности паровой крекинг-установки. Кроме того, когда, например, установка гидроочистки может иметь существенно более длительный период работы, чем установка гидрокрекинга в секции кондиционирования, могут быть использованы параллельные реакторные линии и/или обходная переработка, чтобы общие периоды работы узлов кондиционирования и парового крекинга могли быть синхронизированы.

[0063] Обходная переработка может включать, например, временную переработку тяжелого (например, 490°C+) погона в реакторе, который обычно перерабатывает более легкое исходное сырье, такое как средний погон или фракция тяжелого среднего погона. Более тяжелое сырье, как ожидается, будет иметь более жесткие условия и более короткий срок службы катализатора, и, следовательно, временная переработка более тяжелых компонентов в реакторе кондиционирования углеводородов среднего интервала во время замены катализатора тяжелых компонентов может позволить непрерывно подавать всю сырую нефть на паровую крекинг-установку без остановки, одновременно заменяя катализатор реактора кондиционирования тяжелых компонентов. При проектировании всей системы с учетом синхронизации периодов работы в конфигурации реакторов кондиционирования средней фракции также может быть учтена предполагаемая обходная переработка.

[0064] Признавая тот факт, что кондиционирование с неподвижным слоем может быть вредным для низкокипящих погонов некоторых видов исходного сырья, может быть желательно проводить начальное разделение так, чтобы более тяжелые компоненты были кондиционированы для подачи в паровую крекинг-установку, при этом более легкие компоненты, уже приемлемые для подачи в паровую крекинг-установку, дополнительно не кондиционируют. На ФИГ. 1 показана упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0065] Углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная нефть 1, может быть подано в систему разделения 3. Система разделения 3 может представлять собой, например, встроенное устройство разделения (ВУР (ISD)), описанное выше, и включающую разделение и тепловую интеграцию. В системе разделения 3 обессоленная нефть 1 может быть разделена на три фракции, включающие: (a) легкий погон, такой как 160°C- фракция 5, которая не требует какого-либо кондиционирования и может быть использована в качестве сырья для секции паровой крекинг-установки 7, (b) средний погон, такой как 160-490°C фракция 9, которая может быть облагорожена в секции кондиционирования 11 с получением более легких углеводородов, таких как высокопарафинистый поток 13, приемлемый для переработки в секции паровой крекинг-установки 7; и (c) тяжелый погон, такой как 490°C+ фракция 15, которая содержит наиболее огнеупорные материалы в сырой нефти и которая может быть облагорожена в установке гидрокрекинга остатков 17. Другие температуры границы кипения также могут быть использованы для направления желаемых фракций и находящихся в них углеводородов на желаемые узлы для кондиционирования и/или парового крекинга. Установка гидрокрекинга остатков может давать ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо 19 и поток 21, который приемлем для подачи в систему кондиционирования для дополнительного кондиционирования и для производства дополнительных углеводородов, приемлемых для преобразования в продукты нефтехимии в секции паровой крекинг-установки 7. Переработка сырья в паровой крекинг-установке может давать один или несколько потоков продуктов нефтехимии 23, таких как этилен, пропилен и бутены, наряду с другими, а также фракцию более высококипящего пиролизного масла 25.

[0066] В некоторых вариантах осуществления фракция среднего погона, такая как 160-490°C поток, может быть вначале переработана в реакторе деструктивного гидрирования с неподвижным слоем 27. Поток 490°C+ может быть переработан в реакторной системе гидрокрекинга остатков 17, которая может включать один или несколько реакторов, например, использующих кипящий слой экструдата катализатора или катализаторной суспензии, которая преобразуют некоторые из углеводородов в более легкие углеводороды, например, 490°C- углеводороды. Дополнительные более легкие углеводороды могут быть обработаны в реакторе деструктивного гидрирования с неподвижным слоем, который может быть тем же самым ректором, используемым для кондиционирования среднего погона, или, как показано, отдельный реактор деструктивного гидрирования с неподвижным слоем 29, который может содержать катализатор, предназначенный для эффективного кондиционирования однократно преобразованных углеводородов, полученных от гидрокрекинга остатков. Реакционные продукты 31, 33 из гидрообработанного среднего погона (например, 160-490°C поток 9) и гидрообработанный более легкий материал (например, 490°C- выходящий поток установки гидрокрекинга вакуумных остатков), соответственно из реакторов деструктивного гидрирования с неподвижным слоем 27, 29, затем могут быть объединены и совместно переработаны в реакторе гидрокрекинга с неподвижным слоем 35, с получением исходного сырья 13, приемлемого для переработки в секции паровой крекинг-установки 17 для преобразования в легкие олефины и другие ценные нефтепродукты. Непреобразованная часть выходящего потока реактора гидрокрекинга вакуумных остатков может быть переработана, например, в узле гидродесульфуризации с неподвижным слоем (не показано) с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива (ULSFO).

[0067] В некоторых вариантах осуществления реакторы кондиционирования 27 и 29 могут включать катализаторы деструктивного гидрирования (первая ступень кондиционирования), тогда как реакторы кондиционирования 35 включают катализаторы гидрокрекинга (вторая ступень кондиционирования). Кроме того, первая ступень кондиционирования в некоторых вариантах может включать катализаторы, ориентированные на снижение содержания полициклических ароматических углеводородов, кондиционируя в результате сырье для более легкой переработки в паровой крекинг-установке.

[0068] На ФИГ. 2 представлена упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения, где одинаковые номера позиций означают одинаковые части. В этом варианте осуществления обессоленную всю сырую нефть 1 перерабатывают аналогично тому, как описано выше для ФИГ. 1. В этом варианте осуществления тяжелый погон, такой как 490°C+ поток 15 и поток пиролизного масла 25 объединяют и перерабатывают и в реакторе(ах) гидрокрекинга вакуумных остатков для преобразования некоторых из углеводородов в потоках в 490°C- углеводороды, которые также перерабатывают в реакторе деструктивного гидрирования с неподвижным слоем 29.

[0069] Как описано выше, реакторы деструктивного гидрирования 27, 29 могут быть использованы для кондиционирования среднего погона, такого как 160-490°C поток 9, и выходящего (такого как 490°C-) потока 21 из системы гидрокрекинга вакуумных остатков 17. В некоторых вариантах осуществления потоки могут быть переработаны в одном и том же реакторе деструктивного гидрирования. Однако установлено, что что из-за природы подаваемых соединений для разных типов сырой нефти переработка на единственной реакционной линии может приводить к потоку с молекулами, которые содержат больше ароматических колец, чем молекулы в прямогонной фракции сортов сырой нефти Arab Light или Arab Extra Light в том же самом интервале кипения. Как результат, более жесткие условия гидроочистки могут быть необходимы, чтобы в достаточной степени насыщать молекулы, что оказывает негативное воздействие на срок службы катализатора гидроочистки и/или капитальные вложения. Если ранее преобразованные материалы в потоке 21 перерабатывают совместно с материалом прямогонного среднего погона в потоке 9 время цикла работы для единственной линии деструктивного гидрирования может падать ниже времени цикла работа секции паровой крекинг-установки и/или потребуется запасная линия деструктивного гидрирования, чтобы обеспечить устойчивый поток сырья на секцию парового крекинга, пока систему катализатора деструктивного гидрирования подвергают регенерации и/или замене. Вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и полученная из битума нефть.

[0070] Чтобы облегчить проблемы, связанные со сроком службы катализатора/временем цикла работы, стадия деструктивного гидрирования с неподвижным слоем может быть разделена на отдельные линии, как показано на ФИГ. 1 и 2. Одна линия может быть предусмотрена для переработки прямогонного среднего погона (например, 160-490°C) сырой нефти, и вторая линия может быть предусмотрена для переработки (например, 490°C-) выходящего потока из реактора(ов) гидрокрекинга вакуумных остатков. Обычно реакторы 27 на первой ступени деструктивного гидрирования могут иметь время цикла работы длиннее, чем время цикла работы печи паровой крекинг установки, и запасной реактор может не потребоваться для поддержания непрерывной работы. Реакторы 29 на второй линии могут иметь более частые периоды ремонта для замены катализатора, но их сырье могло бы быть перенаправлено на первую линию через поточную линию 37 во время замены катализатора, поэтому им для непрерывной работы также не потребуется запасная реакторная линии. Из-за временного отведения сырья воздействие на реакторную линию 27 будет минимальным, и, следовательно, реакторные линии 27 могут быть спроектированы так, что их периоды ремонта могут быть синхронизированы с периодами ремонта печей паровой крекинг установки.

[0071] Как отмечалось выше, разное исходное сырье может допускать повышение границ кипения фракций, например, в некоторых вариантах осуществления повышение средней/высокой границы кипения фракции от 490 до 545°С. То же самое может быть верно относительно обработки в системе гидрокрекинга вакуумных остатков, где более высококипящие углеводороды возможно могут быть поданы в реактор деструктивного гидрирования для преобразования в исходное сырье, подходящее для парового крекинга. Однако относительно переработки высококипящей фракции (например, 490°С+ или 545°С+ фракции) в системе гидрокрекинга вакуумных остатков установлено, что более низкая граница кипения фракции может быть более оптимальной, так как слишком высокие границы кипения могут потребовать использования дистиллятного нефтепродукта, чтобы производить топливо категории ULSFO.

[0072] На ФИГ. 3 показана упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0073] Тяжелое углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная нефть 10, может быть подано в систему разделения 12. Система разделения 12 может представлять собой, например, встроенное устройство разделения (ВУР (ISD)), как описано выше. В системе разделения 12 обессоленная нефть 10 может быть разделена на три фракции, включающие: (a) легкий погон, такой как 160°C- фракция 14, которая не требует какого-либо кондиционирования и может быть использована в качестве сырья для секции паровой крекинг-установки 16 и узла комплекса по производству ароматических соединений 18; (b) средний погон, такой как 160-490°C фракция 20, которая может быть облагорожена в секции кондиционирования с неподвижным слоем 22 с получением двух типов более легких потоков, включающих высокопарафинистый поток 24, подходящий для системы парового крекинга 16, который может давать поток легких олефинов 46, и поток 26, обогащенный ароматическими соединениями, который приемлем для производства ароматических соединений, который может давать поток ароматических соединений 36, который может включать бензол и пара-ксилолы; и (c) тяжелый погон, такой как 490°C+ фракция 28, которая содержит наиболее огнеупорные материалы в сырой нефти, которая может быть облагорожена в установке гидрокрекинга вакуумных остатков с кипящим слоем 30. Другие температуры границы кипения также могут быть использованы для направления желаемых фракций и находящихся в них углеводородов на желаемые узлы для кондиционирования и/или крекинга. Установка гидрокрекинга вакуумных остатков с кипящим слоем может производить, например, ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо 32 и поток 34, который приемлем для подачи в систему кондиционирования с неподвижным слоем для получения вышеупомянутых двух потоков (сырья паровой крекинг-установки 24 и сырья комплекса по производству ароматических соединений 26). Как отмечалось выше, потоки 20 и 34 могут быть переработаны на отдельных линиях кондиционирования, чтобы преимущественно обеспечить схожие рабочие циклы катализаторов и паровой крекинг-установки.

[0074] Другие малоценные потоки нефтепереработки также могут переработаны в соответствии с вариантами осуществления изобретения для производства в конечном итоге более ценных продуктов. Такие потоки включают некоторые или все из следующих типов углеводородов: (i) легкий рецикловый газойль (ЛРГ (LCO)), такой как ЛРГ, производимый на установке ФКК (FCC), который может быть подан через поточную линию 40 и переработан в системе кондиционирования нефти с неподвижным слоем 22 вместе со средним погоном, таким как 160-490°C фракция 20; (ii) тяжелый остаток каталитического крекинга, такой как тяжелый остаток каталитического крекинга, получаемый с установки ФКК, который может быть подан через поточную линию 42 и переработан в реакторе кипящего слоя 30 вместе с тяжелым погоном, таким как 490°C+ углеводороды, в потоке 28; (iii) пек, такой как пек, полученный с узла деасфальтизации растворителем, который может быть подан через ту же самую или другую поточную линию 42 и переработан в реакторе кипящего слоя 30 вместе с тяжелым погоном (таким как 490°C+ углеводороды), в потоке 28; и/или (iv) пиролизное тяжелое топливо (ПирМ (Pyoil)), такое как пиролизное тяжелое топливо, получаемое из паровой крекинг-установки, включая поток пиролизного тяжелого топлива 44 из паровой крекинг-установки 16, и этот поток может быть переработан в реакторе кипящего слоя 30 вместе с тяжелым погоном (например, 490°C+ углеводородами) в потоках 28 и/или 42. Другие различные углеводородные потоки с аналогичными интервалами кипения также могут быть переработаны совместно с получением продуктов нефтехимии в системах, описанных в изобретении, где такие потоки могут включать легкую нафту, тяжелую нафту, неочищенную нефть, атмосферные остатки, вакуумные остатки, синтетическую сырую нефть и другие углеводородные потоки, содержащие тяжелые углеводороды.

[0075] После кондиционирования с неподвижным слоем фракции среднего погона из потока 20, выходящего потока системы гидрокрекинга вакуумных остатков 30 и/или ЛРГ из потока 40 на линии(ях) реактора кондиционирования с неподвижным слоем 22 выходящий(ие) поток(и) 48 реактора может/могут быть подан(ы) в систему разделения 50, такую как ВУР, для извлечения легкокипящей фракции 52, подходящей для переработки в паровой крекинг-установке 16 и в комплексе для переработки ароматических соединений 18, а также тяжелокипящей фракции 54. Тяжелокипящая фракция 54 может быть подана в систему гидрокрекинга вакуумных остатков 30, чтобы продолжить переработку и преобразование в более легкие углеводороды, такие как 490°C- соединения. В некоторых вариантах сепаратор 50 может давать легкую фракцию 52, имеющую границу кипения фракции в интервале приблизительно от 160 до 220°C, и давать тяжелую фракцию 54, имеющую соответствующую нижнюю границу кипения фракции, такую как 160°C+ или 220°C+ углеводороды.

[0076] Аналогично после переработки тяжелого погона, такого как 490°C+ фракция 28, в узле гидрокрекинга вакуумных остатков 30, выходящий поток 60 реактора установки гидрокрекинга вакуумных остатков может быть подан в систему разделения 62, такую как ВУР, для извлечения легкокипящей фракции 34, содержащей продукты преобразования, подходящие для переработки в системе кондиционирования с неподвижным слоем 22, а также тяжелокипящей фракции 64. Тяжелокипящая фракция 64 может быть подана во встроенную установку гидроочистки или реактор гидродесульфуризации 66 для производства потока ULSFO 32. В некоторых вариантах сепаратор 62 может давать легкую фракцию 34, имеющую границу кипения фракции в интервале приблизительно от 490 до 520°C, и давать тяжелую фракцию 64, имеющую соответствующую границу кипения фракции, например, 490°C+ углеводороды.

[0077] Легкокипящие фракции 14, могут быть поданы в сепаратор 58 для разделения компонентов, например, на фракцию легкой нафты 24 и фракцию тяжелой нафты 26. Компоненты интервала легкой нафты могут быть переработаны в системе паровой крекинг-установки 16 для производства продуктов нефтехимии, тогда как компоненты интервала тяжелой нафты могут быть переработаны, например, в комплексе по производству ароматических соединений 18 с получением бензола, толуола и ксилолов.

[0078] В некоторых вариантах осуществления фракция тяжелой нафты 26 может подвергаться обработке выше по потоку перед комплексом по производству ароматических соединений 18, например, с помощью очистителя сероводорода (не показано), чтобы дополнительно подготовить сырье для преобразования в комплексе по производству ароматических соединений. Аналогично поток пиролизного масла 44 может быть подвергнут стадии стабилизации пиролизного масла (соответствующая блок-схема не показана) перед переработкой в реакторе гидрокрекинга вакуумных остатков.

[0079] Как кратко описано выше, варианты осуществления изобретения могут допускать прямой крекинг сырой нефти до продуктов нефтехимии с образованием легких углеводородов, таких как этилен, пропилен и легкие ароматические соединения, экономически выгодным способом без необходимости пропускания через обычные стадии очистки. Кроме того, прямое преобразование сырой нефти в продукты нефтехимии может помочь закрыть растущий разрыв между спросом и предложением на ключевые строительные блоки, обычно производимые в качестве сопутствующих продуктов (пропилен, бутадиен), за счет растущего смещения в направлении крекинга более легкого сырья, вызванного революцией сланцевого газа.

[0080] Интеграция технологических узлов в соответствии с вариантами осуществления изобретения может предоставить уникальную возможность для облагораживания всей сырой нефти, такой как нефть сорта Arab Light и нефть сорта Arab Extra Light, вместе с малоценными потоками нефтепереработки, такими как пиролизное масло (ПирМ (PyOil)), тяжелый остаток каталитического крекинга и легкий рецикловый газойль (ЛРГ (LCO)), до более ценных продуктов нефтехимии. Хотя кондиционирование сырья в соответствии с вариантами осуществления изобретения добавляет водород к компонентам сырья, а потребление водорода составляет дополнительные затраты для установки, общие преимущества при производстве продуктов нефтехимии, а не топлива, перевешивают эти дополнительные затраты. Вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и полученная из битума нефть.

[0081] В разных вариантах осуществления может быть включен необязательный комплекс по производству ароматических соединений, как отмечено выше. Например, комплекс по производству ароматических соединений может быть использован для превращения 160-490°C фракции или ее части в ароматические соединения. Например, погон, такой как фракция от 160 до 240°C, может быть переработан с преобразованием части находящихся в нем углеводородов в ароматические соединения, в то время как тяжелые компоненты могут быть направлены на паровую крекинг-установку для преобразования в продукты нефтехимии. Сырье комплекса по производству ароматических соединений, полученное посредством начальной переработки и кондиционирования в соответствии с вариантами осуществления изобретения, может позволить различным переработчикам прекратить импорт неочищенной нафты (FRN).

[0082] Кроме того, в некоторых вариантах осуществления пиролизное масло, получаемое в узле парового крекинга, может быть разделено с извлечением фракции пиролизного бензина и одной или нескольких фракций тяжелых компонентов, таких как фракция пиролизного газойля и фракция пиролизного тяжелого топлива. Более легкая фракция пиролизного бензина может быть подана в узел ароматических соединений, тогда как более тяжелые фракции могут быть использованы для получения топлива категории ULSFO, как отмечалось выше.

[0083] Варианты осуществления, описанные в изобретении, предлагают стратегическую комбинацию подготовки нефтяного сырья, разделения сырой нефти, кондиционирования сырой нефти и технологии парового крекинга, чтобы максимально повысить выход высокоценных продуктов нефтехимии. В секции кондиционирования сырой нефти используют комбинацию гидроочистки с неподвижным слоем и циркуляцией жидкости и гидрокрекинг остатков в кипящем или суспензионном слое для кондиционирования сырой нефти в подходящее сырье для паровой крекинг-установки и облагораживания малоценных потоков нефтепереработки. Варианты осуществления изобретения могут обеспечивать, например, выход продуктов нефтехимии в интервале от 60 до 90% из расчета на всю исходную сырую нефть.

[0084] Как описано выше, после обессоливания нефть может быть разделена на три погона, включающие: легкий погон (такой как 160°C- поток), который может быть затем дополнительно разделен на 90°C- и 90-160°C погоны для подачи в нагреватель паровой крекинг-установки и комплекс по производству ароматических соединений, соответственно; средний погон (такой как 160-490°C поток); и тяжелый погон (такой как 490°C+ поток). Легкий погон (такой как 160°C- поток) не требует облагораживания и, следовательно, может быть напрямую направлен как исходное сырье на паровую крекинг-установку и комплекс по производству ароматических соединений. Средний погон (например, 160-490°C поток) легко перерабатывают в реакционной системе (деструктивное гидрирование с неподвижным слоем)/кондиционирование, в которой сырье подвергают гидроочистке и преобразованию до нафты, получая идеальное исходное сырье для паровой крекинг-установки 24 и идеальное исходное сырье для комплекса по производству ароматических соединений 26.

[0085] Тяжелый погон (например, 490°C+ поток) содержит наиболее проблемные соединения в перерабатываемой сырой нефти, включающие асфальтены, металлы и CCR (углеродистый остаток Конрадсона). В реакторах с неподвижным слоем с нисходящим потоком конверсия и продолжительность рабочего цикла катализатора, как правило, ограничены содержанием металлов, CCR и асфальтенов в остаточном сырье, что приводит к быстрому загрязнению катализатора и повышению перепада давления. В вариантах, описанных в изобретении, можно использовать реактор с расширенным слоем с восходящим потоком, чтобы преодолеть проблемы перепада давления и дать возможность процессу работать с непрерывным потоком в течение длительных периодов при высоких конверсиях. Сам по себе тяжелый погон, например, 490°C+ поток, в некоторых вариантах осуществления может быть переработан в реакторе кипящего слоя с циркуляцией жидкости, например, по технологии LC-FINING, доступной от компании Lummus Technology LLC. Также может быть использована реакторная технология LC-SLURRY, доступная от компании Chevron Lummus Global, для переработки даже более тяжелых потоков, таких как пек.

[0086] Секция кондиционирования сырой нефти может включать четыре реакционные ступени, включающие реакторы кипящего слоя (такие как реакторы LC-FINING), реакторы гидрокрекинга первой и второй ступени и реактор деструктивного гидрирования тяжелых остатков. Эти четыре реакционные ступени могут работать в одном общем контуре циркуляции рециклового газа. Интеграция этих ступеней кондиционирования сырой нефти выполняет ключевые технологические задачи облагораживания малоценных потоков нефтеперерабатывающих заводов, исключая потребность импорта неочищенной нафты (FRN) и давая сырье для паровой крекинг-установки для производства дополнительного этилена, минимизируя при этом потребление водорода, инвестиционные и эксплуатационные расходы.

[0087] На ФИГ. 4 показана упрощенная технологическая схема способов производства олефинов и ароматических соединений в соответствии с вариантами осуществления изобретения, где одинаковые номера позиций означают одинаковые части. В качестве типичного сырья нефть сорта Arab Light 100 может быть переработана с получением достаточного количества легкой нафты (110) для производства дополнительного этилена в виде части потока 118 в паровой крекинг-установке смешанного сырья (MFC) 120, а также исходного сырья 112 для комплекса по производству ароматических соединений 122. Другое сырье паровой крекинг-установки смешанного сырья может включать, например, поток рафината-2 123, пропан 124, реакционноспособный органический газ (РОГ (ROG)) 125, и паровая крекинг-установка смешанного сырья может давать пиролизное масло (PyOil) 102, пиролизный газойль 127, смешанные C₄ 128, пропилен 129 и этилен 118, наряду с другими продуктами. На ФИГ. 4 представлен чертеж всего процесса, выделяющий основное оборудование и направления потоков для одной возможной конфигурации в соответствии с вариантами осуществления изобретения. Хотя нефть сорта Arab Light приведена в качестве примера, вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и битумная нефть.

[0088] Сырьевые потоки в секцию кондиционирования сырья 101 могут включать, например, сорт нефти Arab Light 100, пиролизное масло 102 (ПирМ), которое может быть произведено в крекер-установке смешанного сырья 120, тяжелый остаток каталитического крекинга 104 и легкий рецикловый газойль 106 (ЛРГ). В вариантах осуществления, таких как показанные на ФИГ. 4, в секции кондиционирования могут быть произведены следующие продукты: исходное сырье паровой крекинг-установки (например, 90°C- углеводороды) 110; исходное сырье комплекса по производству ароматических соединений (например, 90-160°C углеводороды) 112; и ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO) 114. Кондиционирование может приводить к возникновению разнообразных побочных продуктов, таких как топливный газ, кислая вода, обогащенный амин и солевой раствор обессоливающей установки, и могут потребоваться вспомогательные системы, такие как системы для водорода, отпаренной кислой воды, обедненного амина, пара, энергии, охлаждающей воды, топливного газа, азота, котловой питательной воды (BFW), а также секция подготовки сырья, которая может включать обессоливание (все не показаны).

[0089] Аналогично другим вариантам осуществления, обессоленная нефть 100 вначале может быть подана в сепаратор, такой как ВУР 12. В системе разделения 12 обессоленная нефть 100 может быть разделена на три фракции, включающие: (a) легкий погон, такой как 160°C- фракция 14, (b) средний погон, такой как 160-490°C фракция 20, которая может быть облагорожена в секции кондиционирования с неподвижным слоем 22, которая может включать ректоры гидроочистки и/или гидрокрекинга с неподвижным слоем, и (c) тяжелый погон, такой как 490°C+ фракция 28, которая содержит наиболее огнеупорные материалы в сырой нефти и которая может быть облагорожена в установке гидрокрекинга вакуумных остатков с кипящим слоем 30.

[0090] Кондиционированные соединения, такие как 490°C- соединения, произведенные на установке гидрокрекинга вакуумных остатков 30, могут быть поданы посредством потока 34 для дополнительного кондиционирования в секции кондиционирования 22. При желании на установку ароматических соединений может быть подано другое исходное сырье неочищенной нафты, например, по поточной линии 105.

[0091] Что касается ФИГ. 5, то обессоленная нефть 100 может быть разделена в первом встроенном устройстве разделения (ВУР) 158, с выделением 160°C- фракции 113. Встроенное устройство разделения 158 может работать, например, при 200°C и 8 бар(изб.), чтобы повысить эффективность разделения пара и жидкости. Верхний погон парового продукта ВУР 113 (такой как погон 160°C- фракции сырой нефти) направляют в колонну разделения продукта 160. В колонне разделения продукта 160 160°C- углеводороды вместе с гидроочищенным продуктом 316 или его частью могут быть разделены на легкий (такой как 30°C- или 35°C-) поток 110, поток легкой нафты (например, 30-90°C поток) 120 и поток тяжелой нафты (например, 90-160°C) 122. Легкий поток 110 и поток легкой нафты 120 затем могут быть использованы в качестве сырья паровой крекинг-установки 111 для получения дополнительного количества этилена или других продуктов нефтехимии 113. Тяжелая нафта 122 может быть использована в качестве сырья 122A для комплекса по производству ароматических соединений 112. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, часть 112B тяжелой нафты 122 может быть объединена с потоком легкой нафты 120 и подана на паровую крекинг-установку для производства дополнительных продуктов нефтехимии 113 и/или пиролизное масло 191. В других вариантах осуществления вся тяжелая нафта 122 может быть подана в паровую крекинг-установку 111, когда комплекс по производству ароматических соединений необходимо отключить для обслуживания или когда недостаточно бензола, толуола и/или ксилолов (BTX) в потоках 113 и/или 316. Маршрутизация подачи тяжелой нафты также может основываться, например, на спросе.

[0092] Оставшаяся 160°C+ фракция нефти 114 из ВУР 158 может быть подана во вторую систему разделения, такую как водородная горячая отпарная колонна 166, где 160°C+ фракцию нефти дополнительно разделяют на средний погон, такой как 160-490°C фракция 168, и тяжелый погон, такой как 490°C+ фракция 170.

[0093] Тяжелый погон 170 (такой как 490°C+ погон) содержит наиболее проблемные соединения, которые должны быть обработаны в нефти, включающие асфальтены, металлы и CCR. Избыточное количество металлов, CCR и асфальтенов во фракции высококипящего остатка может приводить к быстрому загрязнению катализатора и увеличению перепада давления в реакторах с неподвижным слоем с нисходящим потоком, ограничивая как конверсию, так и продолжительность работы катализатора. Вариант осуществления с реактором с расширенным слоем с восходящим потоком может преодолевать проблемы перепада давления и давать возможность процессу работать с непрерывным потоком в течение длительных периодов при высоких конверсиях остатков. Сам по себе тяжелый погон, например, 490°C+ поток 170, в некоторых вариантах осуществления может быть переработан в реакторной системе кипящего слоя с циркуляцией жидкости.

[0094] Тяжелый погон 170 может быть переработан в реакторной системе с кипящим слоем 200 вместе с одним или несколькими дополнительными типами сырья, такими как тяжелый остаток каталитического крекинга 192 и/или пиролизное масло 191. В некоторых вариантах осуществления реакторная система с кипящим слоем 200 может включать первый реактор кипящего слоя и второй реактор кипящего слоя. В вариантах осуществления, где не все пиролизное масло 191 рециркулируют в реакторную система с кипящим слоем 200, пиролизное масло может быть удалено из системы посредством потока 193.

[0095] Выходящий поток реакторной системы с кипящим слоем 202 может быть мгновенно испарен в сепараторе высокого давления и высокой температуры (ВД/ВТ (HP/HT)) 204. Пары 206 из ВД/ВТ сепаратора 204 могут быть объединены с одним или несколькими потоками из числа среднего погона 168 из второго ВУР 166, паров 208 из ВД/ВТ сепаратора 210 гидроочистки тяжелых остатков (HOHDT), и поданы на первую ступень секции кондиционирования с неподвижным слоем 176. Жидкость 214 из ВД/ВТ сепаратора 204 может быть переработана в реакторе деструктивного гидрирования тяжелых остатков 222. Выходящий поток реактора деструктивного гидрирования тяжелых остатков 223 может быть разделен в HOHDT сепараторе 210. Жидкий выходящий поток HOHDT 115 может быть объединен с частью кубовых остатков сепаратора продукта 300 (300A) с получением продукта ULSFO 301.

[0096] Основная задача первой ступени реакционной системы 176 состоит в гидроочистке смешанного сырья для снижения уровней серы и азота в сырье, частичном преобразовании в продукт и подготовке сырья для дополнительной переработки на второй ступени в реакторе 178. Жидким сырьем для первой ступени реакционной системы 176 может быть смесь прямого погона (ПГ (SR)), среднего погона, 160-490°C фракции нефти 166, дистилляты реактора кипящего слоя 206, пары 208 из HOHDT сепаратора 210 и ЛРГ 106.

[0097] Для достижения технологической цели по удалению серы и азота из сырья и частичного преобразования в подходящее исходное сырье паровой крекинг-установки реактор первой ступени 176 может быть загружен каталитической системой, состоящей из катализаторов деметаллирования, деструктивного гидрирования и гидрокрекинга. Чтобы контролировать повышение температуры из-за экзотермических реакций, катализаторы могут быть разделены на множество слоев внутри реактора или на отдельные реакторные емкости. Холодный рецикловый газ может быть введен между слоями или реакторами, чтобы охлаждать реагирующие жидкости и контролировать величину повышения температуры и скорость реакции.

[0098] Выходящий поток реактора первой ступени 250 может состоять из непреобразованного остатка, дистиллятов, нафты, головных погонов и избыточного водорода, не израсходованного в реакторе первой ступени 176. Выходящий поток реактора первой ступени 250 может быть подан в сепаратор высокого давления и низкой температуры (ВД/НТ) 266. Любая извлеченная кислая вода 274, содержащая NH₃ и/или H₂S, может быть удалена из системы. Обогащенный водородом пар 276 из ВД/НТ сепаратора 266 может быть направлен в систему сжатия и распределения газа 277. Система сжатия и распределения газа может очищать водород и повышать его давление, а также рециркулировать газообразный водород в общий водородный коллектор 400. Хотя и не показано, водород из общего водородного коллектора 400 может быть подан в одну или несколько систем из числа системы кондиционирования с кипящим слоем 200, реакционной системы первой ступени 176, реакционной системы второй ступени 178, реактора деструктивного гидрирования тяжелого остатка 222.

[0099] Углеводородная жидкость 290, выходящая из ВД/НТ сепаратора 266, может быть перекачена в реакционную секцию второй ступени 178 для дополнительного кондиционирования, ориентированного на максимальное производство нафты. Цель реакционной системы второй ступени 178 заключается в расщеплении непреобразованного остатка (UCO) из реакционной секции первой ступени в более легкие продукты. Сам по себе, реактор второй ступени может быть загружен высокоактивным катализатором гидрокрекинга. Часть кубовых остатков сепаратора продукта 300 (300B) также может быть направлена в реакционную систему второй ступени 178 для дополнительного кондиционирования.

[00100] Выходящий поток реактора второй ступени 180 может быть подан в сепаратор высокого давления и высокой температуры (ВД/ВТ) 314. Жидкий продукт ВД/НТ 316 может быть подан в колонну разделения продукта 160, а паровой продукт 320 смешивается с обогащенным водородом паром 276 в системе сжатия и распределения газа 277. Извлеченный водород и свежий водород, если это необходимо, могут быть затем направлены из системы сжатия и распределения газа 277 в разные реакторы кондиционирования, по мере необходимости.

[00101] 160°C- продукт 113 из встроенного устройства разделения 158 вместе с ВД/НТ жидким продуктом 316 может быть направлен в колонну разделения продукта 160. Колонна разделения продукта 160 может разделять продукты выходящего потока реактора на легкую фракцию 110, фракцию легкой нафты 120 и тяжелую нафту 122. Продукт легкой нафты 110 направляют в качестве исходного сырья на паровую крекинг-установку 111.

[00102] Продукт тяжелой нафты 122 может быть отобран в виде бокового погона из колонны разделения продукта 160. Часть 112A продукта тяжелой нафты 122 может быть перекачена в комплекс по производству ароматических соединений 112, а часть 112B продукта тяжелой нафты 122 может быть объединена с фракцией легкой нафты 120 и подана в паровую крекинг-установку 111.

[00103] Как описано выше в связи с ФИГ. 1 и 2, система разделения 3 может быть такой, как показано на ФИГ. 6, Система разделения 3 может быть такой, как описано выше, и включающей разделение и тепловую интеграцию. После обессоливания нефть 1 может быть дополнительно подогрета в конвекционной секции нагревателя 500 с получением подогретой нефти 502. Подогретая нефть 502 может быть направлена в сепаратор 504, который может способствовать отделению 160°C- фракции 5 от более тяжелых компонентов, извлеченных в потоке 506.

[00104] Оставшаяся 160°C+ фракция нефти 506 может быть подана в насос 508, который дает находящуюся под давлением 160°C+ фракцию нефти 510, которая может быть подана в теплообменник 512. Теплообменник 512 может подогревать 160°C+ фракцию нефти 510 относительно кубовых остатков 520 водородной горячей отпарной колонны, давая находящуюся под давлением и подогретую 160°C+ фракцию нефти 514. Находящаяся под давление и подогретая 160°C+ фракция нефти 514 затем может быть подана назад в нагреватель 500, где ее нагревают для облегчения отделения 160-490°C фракции от более тяжелой 490°C+ фракции. Нагретая 160°C+ фракция нефти 516 затем может быть подана на водородную горячую отпарную колонну 518. В водородной горячей отпарной колонне 518 160°C+ фракцию нефти дополнительно разделяют на 160-490°C фракцию 9 и кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны, которые содержат более тяжелые 490°C+ углеводороды. Кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны после охлаждения через непрямой теплообмен в теплообменнике 512 относительно находящейся под давлением 160°C+ фракции нефти 510 могут быть удалены из системы разделения 3 в виде 490°C+ фракции 15.

[00105] Водородная горячая отпарная колонна 518 может использовать подачу водорода 522 в качестве отпаривающей среды. Водородная горячая отпарная колонна 518 может быть введена в работу для обеспечения широкой гибкости в зависимости от природы исходной сырой нефти, которая подвергается переработке. Головные погоны отпарной колонны, которые представляют собой 160-490°C фракцию 9, могут быть охлаждены, чтобы извлечь водород, и при необходимости направлены на промежуточные реакционные стадии гидроочистки, как описано в связи с ФИГ. 1 и 2. Извлеченный водород может быть подан в находящийся ниже по потоку узел адсорбции с перепадом давления (АПД (PSA)) (не показано), после обработки амином (не показано), чтобы улучшить чистоту водорода. Водородный продукт узла АПД может быть сжат в компрессоре подпиточного водорода (не показано) с получением подпиточного водорода для одного или нескольких реакторов гидроочистки (ФИГ. 1 и 2), а также в качестве подачи горячего водорода 522.

[00106] Кубовый продукт 520 водородной горячей отпарной колонны (такой как 490°C+ погон) содержит наиболее проблемные соединения, которые должны быть переработаны в сырой нефти, включающие асфальтены, металлы и CCR (углеродистый остаток Конрадсона). Избыточное количество металлов, CCR и асфальтенов во фракции высококипящего остатка приводит к быстрому загрязнению катализатора и увеличению перепада давления в реакторах с неподвижным слоем с нисходящим потоком, ограничивая как конверсию, так и продолжительность работы катализатора. После охлаждения относительно находящейся под давлением 160°C+ нефтяной фракции 510 поток 490°C+ (поток 11) может быть извлечен и переработан в установке гидрокрекинга остатков с кипящим слоем с циркуляцией жидкости, как описано на ФИГ. 1 и 2, вместе с любыми дополнительными малоценными потоками нефтепереработки, такими как поток пиролизного масла и/или поток тяжелого остатка каталитического крекинга.

[00107] За счет регулирования количества водорода 522, подаваемого в водородную горячую отпарную колонну 518, а также рабочих условий в водородной горячей отпарной колонне 518 и в нагревателе 500, границы кипения углеводородных фракций могут быть скорректированы так, что легкий погон 5 может быть направлен непосредственно в расположенную ниже по потоку паровую крекинг-установку, и средний погон 9 может иметь от небольшого до нулевого количества вредных соединений, которые могли бы быстро загрязнить реакторы кондиционирования с неподвижным слоем. Таким образом система разделения 3 (с водородной горячей отпарной колонной 518) может концентрировать наиболее проблемные для переработки углеводороды в тяжелом погоне 11, который может быть направлен в реакторы кипящего слоя, работающие при наиболее жестких условиях.

[00108] Как описано выше в отношении ФИГ. 3 и 4, система разделения 12 может быть такой, как показано на ФИГ. 7. Система разделения 312 может быть такой, как описано выше, и включающей разделение и тепловую интеграцию. После обессоливания сырая нефть 100 может быть дополнительно подогрета в конвекционной секции нагревателя 500 с получением подогретой сырой нефти 502. Подогретая сырая нефть 502 затем может быть подана в сепаратор 504, что может облегать разделение 160°C- фракция 5 во встроенной системе разделения 3.

[00109] Оставшаяся 160°C+ фракция нефти 506 может быть подана в насос 508, который дает находящуюся под давлением 160°C+ фракцию нефти 510, которая может быть подана в теплообменник 512. Теплообменник 512 может подогревать 160°C+ фракцию нефти 510 относительно кубовых остатков 520 водородной горячей отпарной колонны, давая находящуюся под давлением и подогретую 160°C+ фракцию нефти 514. Находящаяся под давление и подогретая 160°C+ фракция нефти 514 затем может быть подана назад в нагреватель 500, где ее нагревают для облегчения отделения 160-490°C фракции от более тяжелой 490°C+ фракции. Нагретая 160°C+ фракция нефти 516 затем может быть подана на водородную горячую отпарную колонну 518. В водородной горячей отпарной колонне 518 160°C+ фракцию нефти дополнительно разделяют на 160-490°C фракцию 20 и кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны, которые содержат более тяжелые 490°C+ углеводороды. Кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны после охлаждения через непрямой теплообмен в теплообменнике 512 относительно находящейся под давлением 160°C+ фракции нефти 510 могут быть удалены из системы разделения 3 в виде 490°C+ фракции 28.

[00110] Водородная горячая отпарная колонна 518 может использовать подачу водорода 522 в качестве отпаривающей среды. Водородная горячая отпарная колонна 518 может быть введена в работу для обеспечения широкой гибкости в зависимости от природы исходной сырой нефти, которая подвергается переработке. Головные погоны отпарной колонны, которые представляют собой 160-490°C фракцию 20, могут быть охлаждены, чтобы извлечь водород, и при необходимости направлены на промежуточные реакционные стадии гидроочистки, как описано в связи с ФИГ. 3 и 4. Извлеченный водород может быть подан в находящийся ниже по потоку узел адсорбции с перепадом давления (АПД (PSA)) (не показано), после обработки амином (не показано), чтобы улучшить чистоту водорода. Водородный продукт узла АПД может быть сжат в компрессоре подпиточного водорода (не показано) с получением подпиточного водорода для одного или нескольких реакторов гидроочистки (ФИГ. 3 и 4), а также в качестве подачи горячего водорода 522.

[00111] Кубовый продукт 520 водородной горячей отпарной колонны (такой как 490°C+ погон) содержит наиболее проблемные соединения, которые должны быть переработаны в сырой нефти, включающие асфальтены, металлы и CCR (углеродистый остаток Конрадсона). Избыточное количество металлов, CCR и асфальтенов во фракции высококипящего остатка приводит к быстрому загрязнению катализатора и увеличению перепада давления в реакторах с неподвижным слоем с нисходящим потоком, ограничивая как конверсию, так и продолжительность работы катализатора. После охлаждения относительно находящейся под давлением 160°C+ нефтяной фракции 510 поток 490°C+ (поток 28) может быть извлечен и переработан в установке гидрокрекинга остатков с кипящим слоем с циркуляцией жидкости, как описано на ФИГ. 3 и 4, вместе с любыми дополнительными малоценными потоками нефтепереработки, такими как поток пиролизного масла и/или поток тяжелого остатка каталитического крекинга.

[00112] За счет регулирования количества водорода 522, подаваемого в водородную горячую отпарную колонну 518, а также рабочих условий в водородной горячей отпарной колонне 518 и в нагревателе 500, границы кипения углеводородных фракций могут быть скорректированы так, что легкий погон 5 может быть направлен непосредственно в расположенную ниже по потоку паровую крекинг-установку, и средний погон 20 может иметь от небольшого до нулевого количества вредных соединений, которые могли бы быстро загрязнить реакторы кондиционирования с неподвижным слоем. Таким образом система разделения 12 (с водородной горячей отпарной колонной 518) может концентрировать наиболее проблемные для переработки углеводороды в тяжелом погоне 28, который может быть направлен в реакторы кипящего слоя.

[00113] Что касается ФИГ. 1-7, описанных выше, то легкая, средняя и тяжелая фракции приведены с ограниченными примерами 160°C-, 160-490°C и 490°C+. Границы кипения фракций могут быть скорректированы так, что легкий погон может быть направлен непосредственно в паровую крекинг-установку с небольшой промежуточной переработкой или без нее, а средний и тяжелые погоны могут быть эффективно переработаны на их соответствующих реакторных линия.

[00114] Паровые крекинг-установки, включающие этиленовые комплексы, полезные в вариантах осуществления, описанных в изобретении, могут включать разные типовые операции. Например, этиленовый комплекс может включать крекинг-установку, такую как паровая крекинг-установка. Также могут быть использованы другие операции крекинга. Этиленовый комплекс также может включать узел извлечения олефинов, узел экстракции бутадиена, узел МТБЭ (MTBE), узел селективного гидрирования C₄, узел гидроочистки пиролизного бензина, узел экстракции ароматических соединений, узел метатезиса и/или узел диспропорционирования, наряду с другими, которые полезны при производстве и выделении олефинов и других легких углеводородов. Продукты этиленового комплекса могут включать, например, этилен, пропилен, бутадиен, бензол, МТБЭ и смешанные ксилолы, наряду с другими.

[00115] В некоторых вариантах осуществления углеводородные потоки, подвергаемые крекингу, могут быть напрямую направлены в паровую крекинг-установку. В других вариантах подвергаемые крекингу углеводородные потоки, как отмечено выше, могут быть разделены на множество фракций для раздельной переработки (например, для крекинга при предпочтительных температурах, давлениях и времени пребывания для каждой соответствующей фракции).

[00116] Углеводородное исходное сырье, которое может представлять собой один углеводород или смесь углеводородов, может быть введено в нагревательный змеевик, расположенный в конвекционной секции парового пиролизного нагревателя. В нагревательном змеевике углеводородное сырье может быть нагрето и/или испарено посредством конвективного теплообмена с отходящими газами.

[00117] При желании нагретое углеводородное сырье затем может быть смешано с водяным паром или инертным соединением, таким как азот, диоксид углерода или какие-либо другие неорганические газы. В разных частях процесса или в дополнительных процессах на установке можно использовать низкотемпературный или насыщенный водяной пар, тогда как в других можно использовать высокотемпературный перегретый пар. Водяной пар, который используют в рамках способа или где-нибудь еще на установке, может быть нагрет или перегрет с помощью нагревательного змеевика (не показано), расположенного в конвекционной зоне парового пиролизного нагревателя.

[00118] Нагретая(ые) углеводородная(ые) смесь(и) может/могут быть подана(ы) в нагревательный змеевик, который может быть расположен на нижней отметке парового пиролизного нагревателя и, следовательно, при более высокой температуре, чем нагревательный змеевик конвекционной зоны, отмеченный выше. Полученная перегретая смесь затем может быть подана в один или несколько змеевиков, расположенных в радиантной зоне парового пиролизного нагревателя, работающего при температуре частичного преобразования путем термического крекинга углеводородной смеси. Крекированный углеводородный продукт затем может быть извлечен.

[00119] В некоторых вариантах осуществления множество стадий нагревания и разделения может быть использовано для разделения углеводородной(ых) смеси(ей), подвергаемой(ых) крекингу, на две или более углеводородных фракций, если это желательно. Это может обеспечить оптимальное кондиционирование и оптимальный паровой крекинг каждого погона, так что производительность, отношения водяного пара к нефти, температуры на входе и выходе нагревателя и другие переменные могут быть отрегулированы на желаемом уровне для достижения желаемых результатов реакции, таких как желаемый профиль продукта, ограничив при этом коксование в радиантных змеевиках и в сопутствующем расположенном ниже по потоку оборудовании. Так как разные погоны разделяют и подвергают крекингу в зависимости от температуры кипения углеводородов в разных сырьевых потоках коксование в радиантных змеевиках и теплообменниках линии прокачки можно контролировать. В результате продолжительность цикла работы нагревателя может быть увеличена до нескольких недель вместо нескольких часов с более высоким производством олефинов.

[00120] После крекинга в радиантных змеевиках могут быть использованы один или несколько теплообменников линии прокачки, чтобы очень быстро охладить продукты и сгенерировать пар (сверх) высокого давления. Один или несколько змеевиков могут быть объединены и подсоединены к каждому теплообменнику. Теплообменник(и) может/могут представлять собой теплообменник типа «труба-в-трубе» или кожухо-трубчатый теплообменник.

[00121] Вместо непрямого охлаждения также может быть использована прямая закалка. В таких случаях у выходного отверстия радиантного змеевика может быть введено масло. После закалки маслом также может быть использована закалка водой. Вместо закалки маслом также приемлема полная закалка водой. После закалки продукты направляют в секцию извлечения.

[00122] Как описано выше, варианты осуществления изобретения могут разделять обессоленную сырую нефть или другие ширококипящие углеводороды на различные фракции, чтобы эффективно кондиционировать соответствующие фракции с получением исходного сырья, подходящего для преобразования в паровой крекинг-установке. Из-за широкого спектра исходного сырья, которое может быть переработано в соответствии с вариантами осуществления, в зависимости от исходного сырья, катализаторов кондиционирования, объемов реактора и других факторов для данной установки может быть более предпочтительно обосновывать конкретные границы кипения фракций на основании одного или нескольких дополнительных свойств исходного сырья. Например, конкретные границы кипения фракции могут быть скорректированы на основании одного или нескольких свойств или дополнительных свойств нефтяного сырья, таких как плотность сырой нефти в градусах АНИ (API gravity), индекс корреляции горного Бюро (ИКГБ) (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)), содержание водорода, содержание азота, содержание серы, вязкость, микроуглеродистый остаток (microcarbon residue, MCRT) и/или общее содержание металлов, наряду с другими свойствами исходного сырья.

[00123] Разное исходное сырье, полезное в вариантах осуществления изобретения, такое как неочищенная сырая нефть, обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная нефть и полученная из битума нефть, могут иметь одно или нескольких из следующих свойств, включающих: плотность в градусах АНИ между 4 и 60°, ИКГБ от 20 до 85, содержание водорода от 9,0 до 14,5% масс. (или от 90000 до 145000 ppm), содержание азота от 0,02 до 0,95% масс. (или от 200 до 9500 ppm), содержание серы от 0,009 до 6,0% масс. (или от 90 до 60000 ppm), вязкость при 40°C от 95 до 5500 сантистокс (сСт), MCRT от 5 до 35% масс., и/или могут иметь общее содержание металлов от <1 до 1000 ppm.

[00124] Начальное разделение сырой нефти может быть проведено и отрегулировано так, чтобы легкий, средний и тяжелый погоны имели определенные, желаемые исходные свойства с тем, чтобы легкий погон мог идти на паровую крекинг-установку без переработки или с минимальной промежуточной переработкой. Кроме того, могут быть получены и скорректированы погоны от среднего до тяжелого погонов с тем, чтобы средний погон и тяжелый погон имели соответствующие и/или предпочтительные свойства сырья и разновидности углеводородов, чтобы их можно было эффективно и полноценно кондиционировать в реакторах кондиционирования среднего и тяжелого погонов.

[00125] Индекс корреляции горного Бюро (ИКГБ (BMCI))

[00126] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 20. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 15. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 10 или даже меньше чем 5. В некоторых вариантах средний погон может иметь ИКГБ меньше 40, например, меньше 35, меньше 30 или меньше 25. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь ИКГБ больше чем 30, например, больше 35, больше 40, больше 45, больше 50 или больше 55.

[00127] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно от 90 до 300°C, например, может иметь ИКГБ меньше чем 20; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 110°C или приблизительно вплоть до 250°C, например, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 10; в еще одних вариантах, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 130°C или приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 5. В некоторых вариантах, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 5. Хотя ИКГБ может меняться для разного сырья при любой данной температуре погона, низкий ИКГБ, например, меньше чем 10 или меньше чем 5, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, например, могут ориентироваться на ИКГБ меньше 10, и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ меньше 6 или меньше 5,5.

[00128] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь ИКГБ приблизительно между 5 и 50. Например, средний погон может иметь ИКГБ в интервале от нижней границы 5, 10, 15, 20 или 25 до верхней границы 10, 15, 20, 25, 30, 40 или 50. Средний погон, например, имеющий ИКГБ между 10 и 30, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 20 до 30 и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 15 до 30.

[00129] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь ИКГБ больше 30. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше 40. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше чем 50. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше 55. Тяжелый погон, например, имеющий ИКГБ больше чем приблизительно 40, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 50 до 60 и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 25 до 40.

[00130] Плотность в градусах АНИ (API)

[00131] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10°. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 15°. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 20°, больше чем 30° или даже больше чем 40°. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10° и меньше чем 40°, например, от нижней границы 10°, 15°, 20°, 25° или 30° до верхней границы 25°, 30°, 35°, 40°, 45° или 50°. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше 40°, например, меньше 35°, меньше 25°, меньше 20°, меньше 15° или меньше 10°.

[00132] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10°; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения, например, приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 20°; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения, например, приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 40°. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше 60°. Хотя плотность в градусах АНИ может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, плотность в градусах АНИ, например, больше 40°, больше 50° или больше 60°, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ больше чем 65° и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ больше чем 60°.

[00133] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно между 5 и 50°. Например, средний погон может иметь плотность в градусах АНИ от нижней границы 5°, 10°, 15°, 20° или 25° до верхней границы 10°, 15°, 20°, 25°, 30°, 40° или 50°. Средний погон, имеющий, например, плотность в градусах АНИ между 20° и 40°, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 30° до 35°, и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться на плотность в градусах АНИ, например, в интервале приблизительно от 35° до 40°.

[00134] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 40°. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 20°. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 10°. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон, например, может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем 7°. Тяжелый погон, имеющий, например, плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 20°, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 5° до 10° и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 20°.

[00135] Содержание водорода

[00136] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 12% масс. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13% масс. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13,5% масс., больше чем 14% масс. или даже больше чем 15% масс. В некоторых вариантах средний погон может иметь содержание водорода больше чем 11% масс. и меньше чем 14% масс., например, от нижней границы 11, 11,5, 12,0, 12,5 или 13,0% масс. до верхней границы 12,0, 12,5, 13,0, 13,5, 14,0 или 14,5% масс. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше 13% масс., например, меньше 12,5% масс., меньше 12% масс., меньше 11,5% масс. или меньше 11% масс.

[00137] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь содержание водорода больше чем 13% масс.; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13,5% масс.; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 14,0% масс. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 14,5% масс. Хотя содержание водорода может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание водорода, например, больше 13% масс., больше 14% масс. или больше 14,5% масс., как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода больше чем 14,5% масс. и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода больше чем 14% масс.

[00138] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание водорода приблизительно между 11,5 и 14,5% масс. Средний погон, имеющий, например, содержание водорода между 12 и 13,5% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 12,5 до 13,5% масс., и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 13,0 до 14,0% масс.

[00139] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 13% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 12,5% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 12,0% масс. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь, например, содержание водорода меньше чем 11% масс. Тяжелый погон, имеющий, например, содержание водорода меньше чем приблизительно 12% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 10 до 11% масс., и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 11 до 12% масс.

[00140] Содержание азота

[00141] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 100 ppm, например, меньше чем 50 ppm или меньше чем 30 ppm. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 25 ppm. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше 20 ppm, меньше 15 ppm, меньше 10 ppm, меньше 5 ppm, меньше 3 ppm, меньше 1 ppm или даже меньше 0,5 ppm. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание азота больше чем 1 ppm и меньше чем 1000 ppm, например, от нижней границы 1, 5, 10, 50, 100, 250 или 500 ppm до верхней границы 50, 100, 250, 500 или 1000 ppm. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем 10 ppm, например, больше 25 ppm, больше 50 ppm, больше 100 ppm, больше 150 ppm, больше 200 ppm, больше 250 ppm, больше 500 ppm, больше 1000 ppm, больше 1500 ppm, больше 2000 ppm или больше 2500 ppm.

[00142] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь, например, содержание азота меньше чем 0,01% масс. или 100 ppm; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 0,001% масс. или 10 ppm; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 0,0001% масс. или 1 ppm. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем приблизительно 0,00003% масс. или 0,3 ppm. Хотя содержание азота может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание азота, например, меньше чем приблизительно 100 ppm, меньше чем 10 ppm или меньше чем 1 ppm, как установлено, улучшает способность к преобразованию легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота меньше чем 1 ppm, и в случае сортов нефти Arab extra light также могут ориентироваться, например, на содержание азота меньше чем 1 ppm.

[00143] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание азота, например, приблизительно между 10 и 250 ppm. Средний погон, имеющий, например, содержание азота между 20 и 250 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 200 до 300 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 100 до 150 ppm.

[00144] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,001% масс. или 10 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,005% масс. или 50 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,01% масс. или 100 ppm. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь содержание азота, например, больше чем 2500 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание азота, например, больше чем приблизительно 100 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 2000 до 3000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 1000 до 2000.

[00145] Содержание серы

[00146] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 10000 ppm, например, меньше чем 5000 ppm или меньше чем 1000 ppm. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 750 ppm. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше 500 ppm, меньше 250 ppm или даже меньше 100 ppm. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание серы больше чем 500 ppm и меньше чем 10000 ppm, например, от нижней границы 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500 или 5000 ppm до верхней границы 1000, 2000, 5000, 10000, 15000 или 20000 ppm. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем 1000 ppm, например, больше 2500 ppm, больше 5000 ppm, больше 10000 ppm, больше 15000 ppm, больше 20000 ppm, больше 25000 ppm, больше 30000 ppm, больше 35000 ppm, больше 40000 ppm, больше 45000 ppm или больше 50000 ppm.

[00147] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, например, может иметь содержание серы 1% масс. или 10000 ppm; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 0,5% масс. или 5000 ppm; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 0,1% масс. или 1000 ppm. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем приблизительно 750 ppm или меньше чем 500 ppm. Хотя содержание серы может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание серы, например, меньше чем приблизительно 600 ppm, как установлено, улучшает способность к преобразованию легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы меньше чем 750 ppm, и в случае сортов нефти Arab extra light также могут ориентироваться, например, на содержание серы меньше чем 500 ppm.

[00148] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание серы, например, приблизительно между 100 и 20000 ppm. Средний погон, имеющий содержание серы, например, между 2000 и 15000 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 6000 до 12000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 5000 до 10000 ppm.

[00149] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание серы больше чем приблизительно 0,1% масс. или 1000 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем приблизительно 0,5% масс. или 5000 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем приблизительно 1% масс. или 10000 ppm. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь содержание серы, например, больше чем 25000 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание серы, например, больше чем приблизительно 10000 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 30000 до 50000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 20000 до 30000.

[00150] Вязкость

[00151] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C в соответствии со стандартом ASTM D445, меньше чем 10 сСт. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 5 сСт. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C в соответствии со стандартом ASTM D445, больше чем 10 сСт, например, больше 20 сСт, больше 35 сСт, больше 50 сСт, больше 75 сСт или больше 100 сСт. В разных вариантах осуществления средний погон может иметь вязкость, промежуточную вязкости легкого и тяжелого погонов.

[00152] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, например, может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 10 сСт; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, например, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 5 сСт; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 0,75 сСт. Хотя вязкость может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, низкая вязкость, например, меньше чем 10 сСт, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на вязкость меньше чем 0,55 сСт и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на вязкость меньше чем 0,6 сСт.

[00153] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 10 сСт. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 50 сСт. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь вязкость, например, больше чем 375 сСт. Тяжелый погон, имеющий вязкость, например, больше чем приблизительно 40 сСт, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00154] Микроуглеродистый остаток (MCRT)

[00155] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь только следовые количества, или не поддающиеся определению количества, микроуглеродистого остатка (MCRT). В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь MCRT меньше чем 5% масс., например, меньше 3% масс., меньше 1% масс. или меньше 0,5% масс. В некоторых вариантах тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 0,5% масс., например, больше 1% масс., больше 3% масс., больше 5% масс. или больше 10% масс.

[00156] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь MCRT приблизительно между 0% масс. (следовые или неподдающиеся измерению количества) и 1% масс. Средний погон, имеющий ничтожный MCRT, например, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении.

[00157] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь MCRT больше чем 0,5% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 1% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 5% масс. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь MCRT, например, больше чем 15% масс. Тяжелый погон, имеющий MCRT, например, больше чем приблизительно 1% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00158] Содержание металлов

[00159] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь только следовые количества, или не поддающиеся определению количества, металлов. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание металлов вплоть до 50 ppm, например, меньше 30 ppm, меньше 10 ppm или меньше 1 ppm. В некоторых вариантах тяжелый погон может иметь содержание металлов больше чем 1 ppm, например, больше 10 ppm, больше 20 ppm, больше 35 ppm или больше 50 ppm.

[00160] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание металлов приблизительно между 0 ppm (следовые или не поддающиеся измерению количества) и 5 ppm, например, от больше чем 0 до 1 ppm. Средний погон, имеющий ничтожное содержание металлов, например, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении.

[00161] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание металлов больше чем 1 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание металлов больше чем 10 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание металлов больше 50 ppm. В вариантах, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь, например, содержание металлов больше 75 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание металлов, например, больше чем приблизительно 10 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00162] В качестве примера, поток сырой нефти сорта Arab Light может быть разделен на стадии начального разделения с получением желаемых легкого, среднего и тяжелого погонов. Без привязки к какой-либо конкретной теории считают, что легкий погон может представлять собой 160°C- фракцию с 5% фракции, имеющими температуру кипения ниже 36°C и 95% фракции, имеющими температуру кипения ниже 160°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 160°C). Легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 65,5°, может иметь ИКГБ приблизительно 5,2, может иметь содержание водорода приблизительно 14,8% масс. (или 148000 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,00003% масс. (или 0,3 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,0582% масс. (или 582 ppm), может иметь вязкость при 40°C приблизительно 0,5353 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Средний погон может представлять собой фракцию от 160 до 490°C с 5% фракции, имеющими температуру кипения ниже 173°C, и 95% фракции, имеющими температуру кипения ниже 474°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 474°C). Средний погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 33,6°, может иметь ИКГБ приблизительно 25, может иметь содержание водорода приблизительно 12,83% масс. (или 128300 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,0227% масс. (или 227 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,937% масс. (или 9370 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 1,58 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 0,03% масс. и может иметь только следовые количества общего содержания металлов. Тяжелый погон может представлять собой 490°C+ фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 490°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 735°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 735°C). Тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 8,2°, может иметь ИКГБ приблизительно 55, может иметь содержание водорода приблизительно 10,41% масс. (или 104100 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,2638% масс. (или 2368 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 3,9668% масс. (или 39668 ppm), может иметь вязкость при 100°C, приблизительно 394,3 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 17,22% масс. и может иметь общее содержание металлов 79,04 ppm.

[00163] В качестве другого примера, поток сырой нефти сорта Arab Extra Light может быть разделен на стадии начального разделения с получением желаемых легкого, среднего и тяжелого погонов. Без привязки к какой-либо конкретной теории считают, что легкий погон может представлять собой 160°C- фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 54°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 160°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 160°C). Легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 62°, может иметь ИКГБ приблизительно 9,09, может иметь содержание водорода приблизительно 14,53% масс. (или 145300 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,00003% масс. (или 0,3 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,0472% масс. (или 472 ppm), может иметь вязкость при 40°C приблизительно 0,58 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Средний погон может представлять собой фракцию от 160 до 490°C с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 169°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 456°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 474°C). Средний погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 36,1°, может иметь ИКГБ приблизительно 21,22, может иметь содержание водорода приблизительно 13,38% масс. (или 133800 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,01322% масс. (или 1322 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,9047% масс. (или 9047 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 1,39 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Тяжелый погон может представлять собой 490°C+ фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 455°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 735°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 735°C). Тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 15,1°, может иметь ИКГБ приблизительно 33,28, может иметь содержание водорода приблизительно 11,45% масс. (или 114500 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,1599% масс. (или 1599 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 2,683% масс. (или 26830 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 48,79 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 9,53% масс. и может иметь общее содержание металлов 58,45 ppm.

[00164] Хотя различные свойства описаны относительно сортов нефти Arab Light и Arab Extra Light, вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и битумная нефть.

[00165] Варианты осуществления изобретения подразумевают регулирование разных границ кипения фракций и условий реактора на основании одного или нескольких из вышеупомянутых свойств. Способы в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут оценивать исходное нефтяное сырье, которое должно быть использовано, измеряя одно или несколько из разных свойств поступающего сырья. На основании одного или нескольких свойств границы кипения фракций, типы катализатора (для реакторов с подвижным слоем), давление, температуры, объемная скорость, скорость подачи водорода и другие переменные могут быть скорректированы для более эффективного и рационального использования конфигурации реактора, чтобы поддерживать первичное, близкое к оптимальному или оптимальное кондиционирование исходного сырья и различных погонов до желаемого исходного сырья для паровой крекинг-установки.

[00166] Например, кипящий слой, который принимает тяжелый погон, может обладать способностью перерабатывать некоторое количество углеводорода, имеющего содержание серы меньше 40000 ppm. Если конкретный 490°C+ тяжелый погон будет иметь содержание серы больше 40000 ppm, производительность кипящего слоя может быть понижена. Соответственно, граница кипения тяжелого погона может быть понижена до 465°C+, например, чтобы иметь содержание серы меньше чем 40000 ppm. Кроме того, если конкретная фракция 160-490°C среднего погона имеет, например, содержание водорода больше 14% масс. и содержание азота, серы, MCRT и всех металлов является приемлемо низким, фракция легкого погона может быть расширена (например, от 160°C- до 190°C-), чтобы направить большее количество всей сырой нефти непосредственно на паровую крекинг-установку. С другой стороны, если средний погон содержит, например, мало водорода и/или содержание серы, азота, MCRT и/или всех металлов не является достаточно низким, легкий погон может быть сужен (например, от 160°C- до 130°C-), чтобы дополнительный средний погон мог быть переработан на стадиях кондиционирования с неподвижным слоем.

[00167] Способы, описанные в изобретении, обеспечивают необходимую гибкость для поддержания высокой конверсии исходного сырья в продукты нефтехимии. Специалист в данной области техники, знающий, что типы углеводородных компонентов, содержание серы, содержание азота и др. могут сильно меняться среди различных типов сырья (аравийская сверхлегкая нефть (Arab extra light) сильно отличается от западно-техасской средней нефти (West Texas Intermediate)) и что на данной установке может перерабатываться сырье из разных источников в любые данные день, неделю, месяц или год, признает преимущества описанных в изобретении способов для гибкого производства нефтепродуктов из множества разных видов исходного сырья.

[00168] Как описано выше, варианты осуществления изобретения могут быть использованы для преобразования всей сырой нефти, включая более тяжелые фракции сырой нефти, в высокоценные продукты нефтехимии и могут минимизировать количество, направляемое в резервуар тяжелого жидкого топлива, что повышает рентабельность. Тяжелое жидкое топливо из резервуара также может быть облагорожено до низкосернистого тяжелого нефтяного топлива, соответствующего требованиям IMO 2020, дополнительно повышая ценность продуктов.

[00169] Варианты осуществления изобретения могут вначале разделять углеводородное исходное сырье с широким интервалом кипения на легкий, средний и тяжелый погоны. Разделение исходного сырья на различные погоны может обеспечить оптимальные условия переработки, размер реактора и другие факторы, недостижимые в технологических схемах, которые учат специалиста в данной области техники подвергать гидроочистке или иному кондиционированию весь объем всей сырой нефти или даже ее тяжелую часть, такую как единственный 200°+ погон. Возможность подготовки сырья паровой крекинг-установки из отдельных средних погонов и тяжелых погонов при реакционных условиях, более подходящих для углеводородов в этих соответствующих фракциях, обеспечивает главным образом улучшенное производство продуктов нефтехимии, как описано в изобретении, и дает одно или несколько из следующих преимуществ: продленный срок службы катализатора кондиционирования среднего погона; экономичный размер реактора для каждого из соответствующих погонов; согласованные периоды работы системы кондиционирования среднего погона и паровой крекинг-установки; возможность кондиционировать соответствующие фракции при предпочтительных условиях; возможность ориентировать катализатор для предпочтительного кондиционирования соответствующих фракций; и другие преимущества, которые могут быть легко определены специалистом в данной области техники на основании приведенного описания.

[00170] Как описано выше, варианты осуществления, рассмотренные в изобретении, могут относится к одному или нескольким из следующих вариантов осуществления.

[00171] Вариант осуществления 1: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование и гидрокрекинг среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00172] Вариант осуществления 2: Способ варианта осуществления 1, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 14% масс.;

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00173] Вариант осуществления 3: Способ варианта осуществления 1 или варианта осуществления 2, в котором среднекипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00174] Вариант осуществления 4: Способ по любому из вариантов осуществления 1-3, в котором тяжелокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00175] Вариант осуществления 5: Способ по любому из вариантов осуществления 1-4, в котором:

гидрокрекированная фракция вакуумных остатков имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 560°C.

[00176] Вариант осуществления 6: Способ по любому из вариантов осуществления 1-5, в котором фракция высококипящего остатка имеет 5%-ную температуру начала кипения больше чем приблизительно 545°C.

[00177] Вариант осуществления 7: Способ по любому из вариантов осуществления 1-6, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка и пиролизного масла с экструдатом или суспензией катализатора при условиях, достаточных для преобразования, по меньшей мере, части углеводородов фракции высококипящего остатка в более легкие углеводороды.

[00178] Вариант осуществления 8: Способ по любому из вариантов осуществления 1-7, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает преобразование свыше 70% углеводородов, имеющих температуру кипения больше чем 565°C.

[00179] Вариант осуществления 9: Способ по любому из вариантов осуществления 1-8, в котором деструктивное гидрирование и гидрокрекинг среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает деструктивное гидрирование среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в общем узле деструктивного гидрирования и гидрокрекинг выходящего потока из общего узла деструктивного гидрирования в узле гидрокрекинга.

[00180] Вариант осуществления 10: Способ по любому из вариантов осуществления 1-9, в котором деструктивное гидрирование и гидрокрекинг среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает:

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции в первом узле деструктивного гидрирования;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков во втором узле деструктивного гидрирования; и

объединение выходящих потоков из первого и второго узлов деструктивного гидрирования и гидрокрекинг объединенных выходящих потоков в узле гидрокрекинга.

[00181] Вариант осуществления 11: Способ варианта осуществления 10, дополнительно включающий деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первом узле деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

[00182] Вариант осуществления 12: Способ по любому из вариантов осуществления 1-11, дополнительно включающий гидродесульфуризацию фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00183] Вариант осуществления 13: Способ по любому из вариантов осуществления 1-12, в котором общее производство продуктов нефтехимии составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов и ароматических соединений по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья, включая всю сырую нефть и любое дополнительное сырье.

[00184] Вариант осуществления 14: Способ по любому из вариантов осуществления 1-13, в котором подача гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений включает:

разделение гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции в сепараторе с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

подачу фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

подачу фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

[00185] Вариант осуществления 15: Способ по любому из вариантов осуществления 1-14, включающий подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции непосредственно в паровую крекинг-установку.

[00186] Вариант осуществления 16: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока

смешение первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и гидрокрекинг смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00187] Вариант осуществления 17: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока;

смешение первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и гидрокрекинг смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00188] Вариант осуществления 18: Способ варианта осуществления 17, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 14% масс.;

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00189] Вариант осуществления 19: Способ варианта осуществления 17 или варианта осуществления 18, в котором среднекипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00190] Вариант осуществления 20: Способ по любому из вариантов осуществления 17-19, в котором тяжелокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00191] Вариант осуществления 21: Способ по любому из вариантов осуществления 17-20, в котором:

гидрокрекированная фракция вакуумных остатков имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 560°C.

[00192] Вариант осуществления 22: Способ по любому из вариантов осуществления 17-21, в котором фракция высококипящего остатка имеет 5%-ную температуру начала кипения больше чем приблизительно 545°C.

[00193] Вариант осуществления 23: Способ по любому из вариантов осуществления 17-22, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка и пиролизного масла с экструдатом или суспензией катализатора при условиях, достаточных для преобразования, по меньшей мере, части углеводородов фракции высококипящего остатка в более легкие углеводороды.

[00194] Вариант осуществления 24: Способ по любому из вариантов осуществления 17-23, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает преобразование свыше 70% углеводородов, имеющих температуру кипения больше чем 565°C.

[00195] Вариант осуществления 25: Способ по любому из вариантов осуществления 17-24, в котором деструктивное гидрирование среднекипящей фракции и деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает деструктивное гидрирование среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в общем узле деструктивного гидрирования.

[00196] Вариант осуществления 26: Способ по любому из вариантов осуществления 17-25, в котором деструктивное гидрирование среднекипящей фракции и деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает:

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции в первом узле деструктивного гидрирования;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков во втором узле деструктивного гидрирования; и

объединение выходящих потоков из первого и второго узлов деструктивного гидрирования.

[00197] Вариант осуществления 27: Способ варианта осуществления 26, дополнительно включающий деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первом узле деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

[00198] Вариант осуществления 28: Способ по любому из вариантов осуществления 17-27, дополнительно включающий гидродесульфуризацию фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00199] Вариант осуществления 29: Способ по любому из вариантов осуществления 17-28, в котором общее производство продуктов нефтехимии составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов и ароматических соединений по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья, включая всю сырую нефть и любое дополнительное сырье.

[00200] Вариант осуществления 30: Способ по любому из вариантов осуществления 17-29, в котором подача гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений включает:

разделение гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции в сепараторе с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

подачу фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

подачу фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

[00201] Вариант осуществления 31: Способ по любому из вариантов осуществления 17-30, включающий подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции непосредственно в паровую крекинг-установку.

[00202] Вариант осуществления 32: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на первую фракцию, вторую фракцию и третью фракцию, где:

первая фракция имеет ИКГБ меньше чем 20 и содержание водорода больше чем 13% масс.;

третья фракция имеет ИКГБ больше чем 30 и содержание водорода меньше чем 13% масс.;

и вторая фракция имеет ИКГБ и содержание водорода, промежуточное между соответствующими значениями для первой и третьей фракций;

гидрокрекинг третьей фракции с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование и гидрокрекинг второй фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и первой фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00203] Вариант осуществления 33: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка и тяжелой фракции с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование и гидрокрекинг среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

разделение гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока с получением легкой фракции и тяжелой фракции;

подачу легкой фракции и легкокипящей фракции в сепараторе с извлечением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

подачу фракции легкой нафты в паровую крекинг-установку для преобразования фракции легкой нафты в продукты нефтехимии, включающие этилен, пропилен и бутены; и

подачу фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии, включающие бензол, толуол и ксилолы.

[00204] Вариант осуществления 34: Способ варианта осуществления 33, дополнительно включающий смешение тяжелого остатка каталитического крекинга с фракцией высококипящего остатка перед гидрокрекингом фракции высококипящего остатка.

[00205] Вариант осуществления 35: Способ варианта осуществления 33 или 34, дополнительно включающий смешение легкого рециклового газойля со среднекипящей фракцией перед деструктивным гидрированием и гидрокрекингом среднекипящей фракции.

[00206] Вариант осуществления 36: Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти в первом устройстве разделения на легкокипящую фракцию и остаточную фракцию;

разделение остаточной фракции во втором устройстве разделения на среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока;

разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением первой преобразованной фракции и первой тяжелой фракции;

гидрокрекинг первой тяжелой фракции с образованием второго гидрокрекированного выходящего потока;

разделение второго гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции, первой преобразованной фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного выходящего потока;

разделение гидроочищенного выходящего потока с получением фракции легких компонентов, содержащей водород и сероводород, потока кислой воды и гидроочищенной фракции;

гидрокрекинг гидроочищенной фракции и фракции пиролизного масла с получением второго гидрокрекированного выходящего потока;

разделение второго гидрокрекированного выходящего потока с извлечением фракции легких компонентов, содержащей водород, и гидрокрекированной фракции;

подачу легкой фракции и гидрокрекированной фракции в сепаратор с извлечением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

подачу фракции легкой нафты в паровую крекинг-установку для преобразования фракции легкой нафты в продукты нефтехимии, включающие этилен, пропилен и бутены; и

подачу фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии, включающие бензол, толуол и ксилолы.

[00207] Вариант осуществления 37: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором легкокипящая фракция или первая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 13% масс.;

ИКГБ меньше чем 20;

плотность в градусах АНИ больше чем 10°;

содержание серы меньше чем 1% масс.;

содержание азота меньше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 10 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00208] Вариант осуществления 38, Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором легкокипящая фракция или первая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 110 до 250°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 13,5% масс.;

ИКГБ меньше чем 10;

плотность в градусах АНИ больше чем 20°;

содержание серы меньше чем 5000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 5 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00209] Вариант осуществления 39: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором легкокипящая фракция или первая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 14% масс.;

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 1 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00210] Вариант осуществления 40: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором среднекипящая фракция или вторая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00211] Вариант осуществления 41: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором среднекипящая фракция или вторая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 110 до 250°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 350 до 650°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00212] Вариант осуществления 42: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором среднекипящая фракция или вторая фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 300 до 700°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00213] Вариант осуществления 43: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором тяжелокипящая фракция или третья фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 300 до 700°C;

содержание водорода меньше чем 13% масс.;

ИКГБ больше чем 30;

плотность в градусах АНИ меньше чем 40°;

содержание серы больше чем 1000 ppm;

содержание азота больше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 10 сСт;

больше чем 0,5% масс. MCRT; и

больше чем 1 ppm всех металлов.

[00214] Вариант осуществления 44: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором тяжелокипящая фракция или третья фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 350 до 650°C;

содержание водорода меньше чем 12,5% масс.;

ИКГБ больше чем 40;

плотность в градусах АНИ меньше чем 20°;

содержание серы больше чем 5000 ppm;

содержание азота больше чем 50 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 50 сСт;

больше чем 1% масс. MCRT; и

больше чем 10 ppm всех металлов.

[00215] Вариант осуществления 45: Варианты осуществления по любому из вариантов осуществления 1-36, в котором тяжелокипящая фракция или третья фракция соответственно имеют два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00216] Вариант осуществления 46: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

реакционную зону гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и систему разделения для разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

реакционную зону для деструктивного гидрирования и гидрокрекинга среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

паровую крекинг-установку и необязательно комплекс по производству ароматических соединений для преобразования гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00217] Вариант осуществления 47: Система варианта осуществления 46, в котором реакционная зона гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка включает суспензионный реактор или реактор кипящего слоя.

[00218] Вариант осуществления 48: Система по любому из вариантов осуществления 46-47, в котором реакционная зона для деструктивного гидрирования и гидрокрекинга среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает общий узел деструктивного гидрирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и реактор гидрокрекинга для гидрокрекинга выходящего потока из общего узла деструктивного гидрирования.

[00219] Вариант осуществления 49: Система по любому из вариантов осуществления 46-48, в котором реакционная зона для деструктивного гидрирования и гидрокрекинга среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает:

первый узел деструктивного гидрирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции;

второй узел деструктивного гидрирования для деструктивного гидрирования гидрокрекированной фракции вакуумных остатков; и

смеситель для объединения выходящих потоков из первого и второго узлов деструктивного гидрирования.

[00220] Вариант осуществления 50: Система варианта осуществления 49, дополнительно включающая отклонитель потока для отклонения гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первый узел деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

[00221] Вариант осуществления 51: Система по любому из вариантов осуществления 46-50, дополнительно включающая реактор для гидродесульфуризации фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00222] Вариант осуществления 52: Система по любому из вариантов осуществления 46-51, дополнительно включающая:

сепаратор для разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

поточную линию для подачи фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

поточную линию для подачи фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

[00223] Вариант осуществления 53: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и сепаратор для разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

первый узел кондиционирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

второй узел кондиционирования для деструктивного гидрирования гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока;

смеситель для смешения первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и установку гидрокрекинга для гидрокрекинга смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

поточную линию для подачи гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00224] Вариант осуществления 54: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

первый реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

второй реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока;

смеситель для смешения первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и установку гидрокрекинга для гидрокрекинга смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

одну или несколько поточных линий для подачи гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00225] Вариант осуществления 55: Система варианта осуществления 54, в котором установка гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка включает суспензионный реактор или реактор кипящего слоя.

[00226] Вариант осуществления 56: Система варианта осуществления 55, дополнительно включающая поточную линию для отклонения гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первый узел деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

[00227] Вариант осуществления 57: Система по любому из вариантов осуществления 54-56, дополнительно включающая реактор для гидродесульфуризации фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00228] Вариант осуществления 58: Система по любому из вариантов осуществления 54-57, включающая:

сепаратор для разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

поточную линию для подачи фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

поточную линию для подачи фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

[00229] Вариант осуществления 59: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на первую фракцию, вторую фракцию и третью фракцию, где:

первая фракция имеет ИКГБ меньше чем 20 и содержание водорода больше чем 13% масс.;

третья фракция имеет ИКГБ больше чем 30 и содержание водорода меньше чем 13% масс.;

и вторая фракция имеет ИКГБ и содержание водорода, промежуточное между соответствующими значениями для первой и третьей фракций;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга третьей фракции с образованием гидрокрекированного выходящего потока и сепаратор для разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

зону кондиционирования для деструктивного гидрирования и гидрокрекинга второй фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

одну или несколько поточных линий для подачи гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и первой фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

[00230] Вариант осуществления 60: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка и тяжелой фракции с образованием гидрокрекированного выходящего потока и сепаратор для разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

зону кондиционирования для деструктивного гидрирования и гидрокрекинга среднекипящей фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

сепаратор для разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока с получением легкой фракции и тяжелой фракции;

сепаратор для разделения легкой фракции и легкокипящей фракции с извлечением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

паровую крекинг-установку для преобразования фракции легкой нафты в продукты нефтехимии, включающие этилен, пропилен и бутены; и

комплекс по производству ароматических соединений для преобразования тяжелой нафты в продукты нефтехимии, включающие бензол, толуол и ксилолы.

[00231] Вариант осуществления 61: Система варианта осуществления 60, дополнительно включающая смеситель для смешения тяжелого остатка каталитического крекинга с фракцией высококипящего остатка выше по потоку перед установкой гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка.

[00232] Вариант осуществления 62: Система варианта осуществления 60 или 61, дополнительно включающая смеситель для смешения легкого рециклового газойля со среднекипящей фракцией.

[00233] Вариант осуществления 63: Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, и эта система включает:

систему разделения для разделения всей сырой нефти в первом устройстве разделения на легкокипящую фракцию и остаточную фракцию;

систему разделения для разделения остаточной фракции во втором устройстве разделения на среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока;

сепаратор для разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением первой преобразованной фракции и первой тяжелой фракции;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга первой тяжелой фракции с образованием второго гидрокрекированного выходящего потока;

сепаратор для разделения второго гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции, первой преобразованной фракции и гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением гидроочищенного выходящего потока;

сепаратор для разделения гидроочищенного выходящего потока с получением фракции легких компонентов, содержащей водород и сероводород, потока кислой воды и гидроочищенной фракции;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга гидроочищенной фракции и фракции пиролизного масла с получением второго гидрокрекированного выходящего потока;

сепаратор для разделения второго гидрокрекированного выходящего потока с извлечением фракции легких компонентов, содержащей водород, и гидрокрекированной фракции;

сепаратор для разделения легкой фракции и гидрокрекированной фракции с извлечением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

паровую крекинг-установку для преобразования фракции легкой нафты в продукты нефтехимии, включающие этилен, пропилен и бутены; и

комплекс по производству ароматических соединений для преобразования фракции тяжелой нафты в продукты нефтехимии, включающие бензол, толуол и ксилолы.

[00234] Вариант осуществления 64: Система по любому из вариантов осуществления 46-63, в котором система разделения для разделения всей сырой нефти включает:

нагреватель для нагревания всей сырой нефти с получением нагретой всей сырой нефти;

сепаратор для разделения нагретой всей сырой нефти с извлечением первой фракции и остаточной фракции;

нагреватель для нагревания остаточной фракции с получением нагретой остаточной фракции;

водородную горячую отпарную колонну для разделения нагретой остаточной фракции с получением головных погонов, содержащих водород и вторую фракцию, и кубовых остатков, содержащих третью фракцию.

[00235] Вариант осуществления 65: Система варианта осуществления 64, дополнительно включающая теплообменник для теплообмена между остаточной фракцией и кубовыми остатками.

[00236] Хотя описание включает ограниченное число вариантов осуществления, специалисту в данной области техники, использующему преимущество этого изобретения, будет понятно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема настоящего изобретения. Следовательно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

Изобретение касается способа преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений. Способ включает разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка; гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива; деструктивное гидрирование среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока; деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока; смешение первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и гидрокрекинг смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока; подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции по меньшей мере на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO). Изобретение также касается системы преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений. Технический результат - преобразование всей сырой нефти, включая более тяжелые фракции сырой нефти, в высокоценные продукты нефтехимии. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, включающий:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделение гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока;

смешение первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и гидрокрекинг смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

2. Способ по п. 1, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода по меньшей мере 14% масс.;

ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ ((API) больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue, MCRT)); и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором среднекипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором фракция тяжелого нефтяного топлива имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором:

гидрокрекированная фракция вакуумных остатков имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 560°C.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором фракция высококипящего остатка имеет 5%-ную температуру начала кипения больше чем приблизительно 545°C.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка и пиролизного масла с экструдатом или суспензией катализатора при условиях, достаточных для преобразования, по меньшей мере, части углеводородов фракции высококипящего остатка в более легкие углеводороды.

8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает преобразование свыше 70% углеводородов, имеющих температуру кипения больше чем 565°C.

9. Способ по любому из пп. 1-8, в котором деструктивное гидрирование среднекипящей фракции и деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков включает:

деструктивное гидрирование среднекипящей фракции в первом узле деструктивного гидрирования;

деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков во втором узле деструктивного гидрирования; и

объединение выходящих потоков из первого и второго узлов деструктивного гидрирования.

10. Способ по п. 9, дополнительно включающий деструктивное гидрирование гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первом узле деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

11. Способ по любому из пп. 1-10, дополнительно включающий гидродесульфуризацию фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

12. Способ по любому из пп. 1-11, в котором общее производство продуктов нефтехимии составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов и ароматических соединений по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья, включая всю сырую нефть и любое дополнительное сырье.

13. Способ по любому из пп. 1-12, в котором подача гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений включает:

разделение гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции в сепараторе с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

подачу фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

подачу фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

14. Способ по любому из пп. 1-13, включающий подачу гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции непосредственно в паровую крекинг-установку.

15. Способ по п. 1, в котором вся сырая нефть представляет собой конденсат и в котором легкокипящая фракция имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 500 до 565°C.

16. Система преобразования всей сырой нефти и других ширококипящих углеводородных потоков для производства олефинов и/или ароматических соединений, включающая:

систему разделения для разделения всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

установку гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка с образованием гидрокрекированного выходящего потока и разделения гидрокрекированного выходящего потока с получением гидрокрекированной фракции вакуумных остатков и фракции тяжелого нефтяного топлива;

первый реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования среднекипящей фракции с образованием первого деструктивно гидрированного выходящего потока;

второй реактор кондиционирования для деструктивного гидрирования гидрокрекированной фракции вакуумных остатков с получением второго деструктивно гидрированного выходящего потока;

смеситель для смешения первого и второго деструктивно гидрированных выходящих потоков с образованием смеси и установку гидрокрекинга для гидрокрекинга смеси с получением гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока;

одну или несколько поточных линий для подачи гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции, по меньшей мере, на одну установку из числа паровой крекинг-установки и комплекса по производству ароматических соединений для преобразования находящихся в них углеводородов в продукты нефтехимии и пиролизное масло и/или ультранизкосернистое тяжелое нефтяное топливо (ULSFO).

17. Система по п. 16, в которой установка гидрокрекинга для гидрокрекинга фракции высококипящего остатка включает суспензионный реактор или реактор кипящего слоя.

18. Система по п. 17, дополнительно включающая поточную линию для отклонения гидрокрекированной фракции вакуумных остатков в первый узел деструктивного гидрирования в период времени, когда заменяют катализатор во втором узле деструктивного гидрирования.

19. Система по любому из пп. 16-18, дополнительно включающая реактор для гидродесульфуризации фракции тяжелого нефтяного топлива с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

20. Система по любому из пп. 16-19, включающая:

сепаратор для разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и легкокипящей фракции с получением фракции легкой нафты и фракции тяжелой нафты;

поточную линию для подачи фракции легкой нафты в узел паровой крекинг-установки; и

поточную линию для подачи фракции тяжелой нафты в комплекс по производству ароматических соединений.

21. Система по любому из пп. 16-20, в которой система разделения для разделения всей сырой нефти включает:

нагреватель для нагревания всей сырой нефти с получением нагретой всей сырой нефти;

сепаратор для разделения нагретой всей сырой нефти с извлечением первой фракции и остаточной фракции;

нагреватель для нагревания остаточной фракции с получением нагретой остаточной фракции;

водородную горячую отпарную колонну для разделения нагретой остаточной фракции с получением головных погонов, содержащих водород и вторую фракцию, и кубовых остатков, содержащих третью фракцию.

22. Система по п. 21, дополнительно включающая теплообменник для теплообмена между остаточной фракцией и кубовыми остатками.