Система обработки конденсата

Авторы патента:

САТО Ацунори (JP)

ВАТАНАБЕ Тецуя (JP)

САВАИ Наоаки (JP)

КУМЕ Мотохиса (JP)

C10G67/02 - только из нескольких последовательных ступеней

C10G45/02 - для удаления гетероатомов без изменения скелета подвергаемого обработке углеводорода и без крекинга на нижекипящие углеводороды; гидродоочистка

Владельцы патента RU 2681314:

ДжейДжиСи КОРПОРЕЙШН (JP)

Изобретение относится к обработке природного газового конденсата. Изобретение касается системы обработки конденсата, который единовременно подвергается гидродесульфурации посредством установки гидроочистки. Затем конденсат подается в колонну предварительного испарения и разделяется на газовый компонент, содержащий СНГ (сжижений нефтяной газ) и фракцию легкого лигроина, и тяжелую фракцию, то есть жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина. Тяжелый компонент подается в основную фракционирующую установку, расположенную ниже по потоку, и фракционируется на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива, или дополнительно на остаток. Дополнительно, газовый компонент фракционируется на СНГ и жидкий лигроин в дебутанизаторе. Технический результат – эффективное снижение энергопотребления системы. 5 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Область техники

Настоящее изобретение относится к системе производства продукта сжиженного нефтяного газа (СНГ), легкого лигроина, тяжелого лигроина, керосина, дизельного топлива или тому подобного посредством обработки конденсата.

Уровень техники

Когда производится природный газ, часть газообразной фазы сжижается посредством понижения давления и понижения температуры, чтобы обеспечить легкий жидкий углеводород. Этот углеводород представляет собой природный ресурс, который называется природным газовым конденсатом или конденсатной нефтью и имеет особенность, заключающуюся в содержании большего количества легкой фракции и меньшего количества тяжелой фракции по сравнению с сырой нефтью. Соответственно, углеводород рассматривается, как источник химического сырья и энергии. Этот углеводород здесь просто именуется «конденсатом».

Когда конденсат фракционируется на фракции и десульфурация выполняется для каждого фракционирования, как процедура для гидроочистки (десульфурации) конденсата, требуется установка десульфурации для каждого продукта, в результате чего стоимость монтажа и эксплуатационнык расходы повышаются.

Для того, чтобы решить вышеупомянутые проблемы, в Патентном Документе 1 раскрыто следующее: конденсат подвергается гидродесульфурации единовременно; десульфурированный конденсат перегоняется и разделяется посредством атмосферной перегонной установки, чтобы извлечь СНГ, фракцию лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива; и фракция лигроина разделяется на легкий лигроин и тяжелый лигроин в разделителе лигроина. Дополнительно, в Патентом Документе 2, раскрыта технология гидродесульурации конденсата единовременно и аналогичного фракционирования конденсата в атмосферной фракционирующей установке.

Как описано выше, конденсат представляет собой полезный ресурс, и технология извлечения каждого продукта из конденсата хорошо известна. Однако, имеются требования для дополнительного понижения стоимости монтажа оборудования для обработки конденсата, то есть системы производства жидких нефтепродуктов и для дополнительного понижения энергопотребления для работы.

Документы предшествущего уровня техники

Патентный Документ 1: JP-A-2007-238832

Патентный Документ 2: JP-A-2010-111778

Сущность изобретения

Проблемы, которые должно решить изобретение

Настоящее изобретение создано при таких обстоятельствах и обеспечивает систему, способную сдерживать энергопотребление для работы при производстве СНГ, легкого лигроина, тяжелого лигроина, керосина, дизельного топлива и тому подобного посредством обработки конденсата.

Средство для решения проблем

В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, предусмотрена система для обработки конденсата, включающая:

установку десульфурации, скомпонованную, чтобы гидродесульфурировать конденсат;

колонну предварительного испарения, скомпонованную, чтобы получать конденсат, гидрдесульфурированный посредством установки десульфурации, и фракционировать конденсат на газовый компонент, содержащий сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина;

ребойлер, скомпонованный, чтобы нагревать жидкий компонент в нижней части колонны предварительного испарения;

нагреватель, скомпонованный, чтобы нагревать жидкий компонент, извлекаемый из нижней части колонны предварительного испарения до температуры выше, чем температура ребойлера; и

основную фракционирующую установку, скомпонованную, чтобы фракционировать жидкий компонент, нагретый посредством нагревателя на по меньшей мере фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива.

Преимущества изобретения

В соответствии с настоящим изобретением, конденсат гидродесульфурируется единовременно и затем подается в колонну предварительного испарения, чтобы извлечь СНГ и фракцию легкого лигроина и фракцию тяжелого лигроина, и тяжелая фракция, содержащая фракцию тяжелого лигроина, подается в основную фракционирующую установку, расположенную ниже по потоку, чтобы быть фракционированной на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива, или дополнительно на остаток. Конденсат содержит большое количество легкого компонента, и легкий компонент разделяется в колонне предварительного испарения. Следовательно, рабочее давление в основной фракционирующей установке может быть понижено. Вдобавок, количество сырья, подаваемого в основную фракционирующую установку, является небольшим. Таким образом, величина расхода топлива в нагревателе, расположенном выше по потоку основной фракционирующей установки, сдерживается, и система может работать с небольшой энергией. Дополнительно, когда система может работать с небольшой энергией, размеры нагревателя и охладителя могут быть уменьшены, в результате чего стоимость монтажа может быть сдержана.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Фиг.2 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии с настоящим изобретением, используемую для расчета энергопотребления для работы.

Фиг.3 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии со сравнительным примером, используемую для расчета энергопотребления для работы.

Способ осуществления изобретения

Система обработки конденсата по настоящему изобретению включает реактор 1, служащий, как установка гидроочистки (установка десульфурации), скомпонованная, чтобы десульфурировать конденсатную нефть сразу перед тем, как конденсат фракционируется. В реакторе 1, например, расположено множество слоев катализатора, каждый из которых образован для того, чтобы осуществить катализатор гидрирования на носителе. Как катализатор гидрирования, может быть использован катализатор на основе Co-Mo, катализатор на основе Ni-Mo, катализатор на основе Ni-Co-Mo или тому подобные, но настоящее изобретение этим не ограничено. Подающий трубопровод служит, как трубопровод, образующий нагнетательный трубопровод, соединен с верхней частью реактора 1, и нагревательная печь 10, служащая, как нагреватель, расположена на подающем трубопроводе 1а. Конденсат смешивается с газообразным водородом, например, выше по потоку нагревательной печи 10 и нагревается, например, до от 250°С до 370°С посредством нагревательной печи 10, чтобы быть подан в реактор 1 выше реакционной колонны 1. Когда конденсат проходит через слои катализатора вместе с газообразным водородом, сера, содержащаяся в конденсате, превращается в сероводород посредством реакции гидрирования. Давление в реакторе 1 установлено, например, от 4,0 МПа маном. до 7,0 МПа маном.

Выпускной трубопровод 1b, образованный из трубопровода, образующего нагнетательный трубопровод, который скомпонован, чтобы извлекать конденсат в реакторе 1 и подавать конденсат в колонну 2 предварительного испарения, расположенную ниже по потоку, соединен с нижней частью реактора 1. Сторона ниже по потоку выпускного трубопровода 1b соединена, например, с центральной частью колонны 2 предварительного испарения, которая представляет собой часть между верхом колонны и нижней частью той колонны. Извлекающий трубопровод 2а, скомпонованный, чтобы извлекать жидкий компонент, соединен с нижней частью колонны 2 предварительного испарения. Насос 21 и нагревательная печь 3, служащая, как нагреватель, соединены с серединой извлекающего трубопровода 2а, и ниже по потоку и извлекающий трубопровод 2а соединен с основной фракционирующей установкой 4.

Дополнительно, ответвленный трубопровод 2b ответвляется от стороны ниже по потоку насоса 21 в извлекающий трубопровод 2а, и ребойлер 22 расположен в середине ответвленного трубопровода 2b, и сторона ниже по потоку ответвленного трубопровода 2b соединена с нижней частью колонны 2 предварительного испарения. То есть, часть извлекающего трубопровода 2а и ответвленный трубопровод 2b образуют циркуляционный трубопровод для возврата жидкого компонента, накопленного в нижней части колонны 2 предварительного испарения, в нижнюю часть колонны. Температура нагревания в ребойлере 22 установлена, например, от 200°С до 300°С.

Конденсат, подаваемый в колонну 2 предварительного испарения, фракционируется на легкую фракцию, то есть газовый компонент, содержащий СНГ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина, посредством нагревания ребойлера 22 под давлением. Конденсат содержит, например, 30% или более легкого лигроина, и, следовательно, количество тяжелой фракции, извлекаемой из нижней части колонны, является меньшим, чем, например, 70% конденсата, подаваемого в колонну 2 предварительного испарения.

Тяжелая фракция, извлекаемая из нижней части колонны 2 предварительного испарения, нагревается до температуры выше, чем температура нагревания ребойлера 22, например, от 250°С до 350°С посредством нагревательной печи 3, служащей, как нагреватель.

Основная фракционирующая установка 4 представляет собой атмосферную фракционирующую установку, образованную, например, из перегонной колонны, и извлекающий трубопровод 2а соединен, например, с позицией на нижней стороне самой нижней тарелки.

В случае общей очистки сырой нефти легкая фракция в остатке удаляется посредством отгонки паром в нижней части колонны, чтобы предотвратить повышение температуры на выходе нагревательной печи, расположенной выше по потоку, избыточно, и соединительная часть подающего трубопровода установлена так, чтобы сырье могло быть подано, например, от четвертой до десятой тарелки фракционирующей установки. В отличие от этого, в этом варианте осуществления, сырье представляет собой конденсат, и, следовательно, сырье является легким. Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 является низким. Следовательно, температура на выходе нагревательной печи 3 не повышается до предписанной величины (например, 375°С), даже когда пар отгонки не вводится, и технические характеристики температуры вспышки остатка удовлетворяются. Следовательно, сторона ниже по потоку извлекающего трубопровода 2а, то есть подающая часть подающего трубопровода сырья, если смотреть от основной фракционирующей установки 4, расположена на нижней стороне самой нижней тарелки.

Основная фракционирующая установка 4 работает при давлении, например, от 0 МПа маном. до 0,2 МПа маном. Жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина, которая извлечена из нижней части колонны 2 предварительного испарения, фракционируется в основной фракционирующей установке 4. Фракция тяжелого лигроина извлекается из извлекающего трубопровода соединяется с верхом колонны основной фракционирующей установки 4, и фракция керосина и фракция дизельного топлива, соответственно, извлекаются из извлекающих трубопроводов 4b и 4с, соединенных с боковой стеновой частью колонны. Дополнительно, тяжелая фракция, которая представляет собой остаток, извлекается из извлекающего трубопровода 4d, соединенного с нижней частью колонны. Содержание остатка в конденсате является значительно небольшим, например, 10 массовых % или менее, и, следовательно, извлекающий трубопровод 4d может не быть использован, то есть остаток может не быть фракционирован и отделен в зависимости от конденсата, используемого как сырье.

В то же время, легкая фракция, которая представляет собой газовый компонент, содержащий СНГ и фракцию легкого лигроина, извлекается из извлекающего трубопровода 2с, соединенного с верхом колонны 2 предварительного испарения. Теплообменник 51 расположен на извлекающем трубопроводе 2с, и дебутанизатор 5 соединен с концом ниже по потоку извлекающего трубопровода 2с. Извлекающий трубопровод 5а для извлечения фракции жидкого лигроина, которая представляет собой жидкий компонент, соединен с нижней частью колонны дебутанизатора 5, и ответвленный трубопровод 5b ответвляется от середины извлекющего трубопровода 5а. Ребойлер В3, скомпонованный, чтобы осуществлять нагревание паром, расположен на ответвленном трубопроводе 5b и нагревает нижнюю часть колонны до, например, от 120°С до 220°С.

В дебутанизаторе 5 конденсат фракционируется на СНГ, который представляет собой газовый компонент, и фракцию легкого лигроина, которая представляет собой жидкий компонент, посредством нагревания ребойлера В3. Таким образом, СНГ извлекается из извлекающего трубопровода 5с, соединенного с верхом колонны дебутанизатора 5, и фракция легкого лигроина извлекается из извлекающего трубопровода 5а, соединенного с нижней частью колонны. Часть жидкого компонента в нижней части колонны циркулирует через ответвленный трубопровод 5b из извлекающего трубопровода 5а, и часть извлекающего трубопровода 5а и ответвленный трубопровод 5b образуют циркуляционный трубопровод. Фракция легкого лигроина, извлекаемая в извлекающий трубопровод 5а, подвергается теплообмену с жидким компонентом, извлекаемым с верха колонны 2 предварительного испарения, посредством теплообменника 51, чтобы быть охлажденной.

В вышеупомянутом варианте осуществления, конденсат десульфурируется единовременно посредством установки гидроочистки (реактор 1). Полученный в результате конденсат затем разделяется на легкую фракцию и тяжелую фракцию в колонне 2 предварительного испарения, и тяжелая фракция подается в основную фракционирующую установку 4. Конденсат содержит большое количество легкой фракции, и легкая фракция удаляется в колонну 2 предварительного испарения перед тем, как конденсат будет подан в основную фракционирующую установку 4. Следовательно, выработка отходящего газа сдерживается, и рабочее давление понижается в основной фракционирующей установке 4. Как описано выше, количество сырья, подаваемого в основную фракционирующую установку 2, является небольшим, и, следовательно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 может быть понижено. Следовательно, количество топлива, используемого в нагревательной печи 3, может быть понижено.

Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 может быть понижено, и, следовательно, здесь может быть сдержано энергопотребление для работы каждого из ребойлера и отпарной колонны, расположенных по отдельности от извлекающего трубопровода 4b для фракции керосина и по отдельности от извлекающего трубопровода 4с для фракции дизельного топлива, которые соединены с боковой стенкой основной фракционирующей установки 4, и конденсатора и охладителя, расположенных на орошающем трубопроводе. Устройства, как например, отпарная колонна, описанные здесь, не показаны на Фиг.1. Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 является низким, и, следовательно, высокая характеристика разделения может быть получена в основной фракционирующей установке 4.

Жидкий компонент, из которого фракция тяжелого лигроина отделяется в колонне 2 предварительного испарения (СНГ и фракция легкого лигроина), подается в дебутанизатор 5 с результатом, что количество энергопотребления, как например пар в ребойлере В3 дебутанизатора 4, понижается, и нет необходимости обеспечивать отпарную колонну лигроина ниже по потоку дебутанизатора 5.

Таким образом, в системе в соответствии с вышеуказанным вариантом осуществления по сравнению с Патентными Документами 1 и 2, описанными выше, в то время как требуется оборудование, как например, колонна 2 предварительного испарения, энергопотребление для работы всей установки понижается, как понятно из Примера, описанного позднее. Дополнительно, энергопотребление для работы понижается, и, следовательно, размеры нагревательной печи и охладителя уменьшаются. Вдобавок, нет необходимости обеспечить разделитель лигроина. Следовательно, стоимость монтажа может быть сдержана. Соответственно, система по настоящему изобретению представляет собой в высшей степени эффективную систему для производства нефтяного продукта посредством использования конденсата, как сырья.

Примеры

Для того, чтобы проверить, что система обработки конденсата по настоящему изобретению (в дальнейшем упоминаемая, как «система по настоящему изобретению») является более превосходной, чем технологии обработки конденсата, описанные в Патентных Документах 1 и 2, описанных выше (в дальнейшем упоминаемая, как «сравнительная система»), энергопотребление для работы было рассчитано по отношению к каждой из системы по настоящему изобретению и сравнительной системы. Системы, используемые для расчета, иллюстрированы на Фиг.2 и 3.

Система по настоящему изобретению

Фиг.2 представляет собой иллюстрацию системы по настоящему изобретению, и система иллюстрирована более подробно по сравнению с Фиг.1. Элементы, соответствующие тем на Фиг.1, обозначены теми же ссылочными символами, как и те здесь. Конденсатор А1 расположен на извлекающем трубопроводе 2с, соединенном с верхом колонны 2 предварительного испарения, и конденсатор А2 расположен на извлекающем трубопроводе 4а, соединенном с верхом колонны основной фракционирующей установки 4. Охладитель А3 расположен в орошающем трубопроводе у верха колонны, охладитель А4 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции керосина и охладитель А5 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции дизельного топлива. Конденсатор А6 расположен на извлекающем трубопроводе 5с, соединенным с верхом колонны дебутанизатора 5.

Отпарная колонна 41 расположена на извлекающем трубопроводе 4b для фракции керосина для извлечения фракции керосина из основной фракционирующей установки 4, и ребойлер В1 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 41. Отпарная колонна 42 расположена на извлекающем трубопроводе 4с для фракции дизельного топлива для извлечения фракции дизельного топлива из основной фракционирующей установки 4, и ребойлер В2 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 42.

Были определены энергопотребление для нагревания и энергопотребление для охлаждения, что потребовались для каждого из колонны 2 предварительного испарения, основной фракционирующей установки 4 и дебутанизатора 5, когда каждый продукт был получен посредством подачи конденсата, который был десульфурирован единовременно, в колонну 2 предварительного испарения при 100000 BPSD посредством использования системы, иллюстрированной на Фиг.2. Результаты расчета энергопотребления для работы показаны в Таблице 1 после описания сравнительной системы, которая приведена позднее.

В колонне 2 предварительного испарения энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера 22, и энергопотребление для работы, требуемой для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А1. В основной фракционирующей установке энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению, требуемому для работы нагревательной печи 3 и ребойлеров В1 и В2, и энергопотребление для работы, требуемое для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А2 и охладителей от А3 до А5. В дебутанизаторе 4 энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера В3, и энергопотребление для работы, требуемое для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А6.

Сравнительная система

Как иллюстрировано на Фиг.3, сравнительная система скомпонована, чтобы нагревать конденсат, который был десульфурирован единоременно, посредством нагревателя 101, и подавать конденсат в основную фракционирующую установку 102, служащую, как атмосферная фракционирующая установка, чтобы посредством этого фракционировать конденсат на каждую фракцию. Газовый компонент, полученный с верха колонны основной фракционирующей установки 102, фракционируется на СНГ и фракцию лигроина в дебутанизаторе 105, расположенном ниже по потоку, и фракция лигроина фракционируется на фракцию легкого лигроина и фракцию тяжелого лигроина посредством разделителя 106 лигроина.

Конденсатор С1 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны основной фракционирующей установки 102, охладитель С2 расположен в орошающем трубопроводе у верха колонны, охладитель С3 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции керосина и охладитель С4 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции дизельного топлива. Конденсатор С5 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны дебутанизатора 105, и конденсатор С6 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны разделителя 106 лигроина.

Отпарная колонна 103 расположена на извлекающем трубопроводе для фракции керосина для извлечения фракции керосина из основной фракционирующей установки 102, и ребойлер D1 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 103. Отпарная колонна 103 расположена на извлекающем трубопроводе для фракции дизельного топлива для извлечения фракции дизельного топлива из основной фракционирующей установки 102, и ребойлер D2 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 104. Ребойлер D3 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части дебутанизатора 105, и ребойлер D4 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части разделителя 106 лигроина.

Были определены энергопотребление для нагревания и энергопотребление для охлаждения, когда потребовались в каждом из основной фракционирующей установки 102, дебутанизатора 105 и разделителя 106 лигроина, когда каждый продукт был получен посредством подачи конденсата, который был десульфурирован единовременно, в основную фракционирующую установку 102 при 100000 BPSD посредством использования системы, показанной на Фиг.3. Результаты расчета энергопотребления для работы показаны в Таблице 1, которая описана позднее.

В разделителе 106 лигроина энергопотребление для работы, требуемой для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера D4, и энергопотребление для работы, требуемой для охлаждения, соответствует энергопотреблению, требуемому для работы конденсатора С6.

Результаты расчета энергопотребления для работы

Результаты расчета энергопотребления для работы системы по настоящему изобретению и результаты расчета энергопотребления для работы сравнительной системы показаны в Таблице 1.

Таблица 1

Система по настоящему изобретению	Сравнительная система
Оборудование	Нагревание/охлаждение	Энергопотребление для работы	Оборудование	Нагревание/Охлаждение	Энергопотребление для работы
Колонна предварительного испарения	Нагревание	27,9 МВт
Охлаждение	-33,0 МВт
Основная фракционирующая установка	Нагревание	43,0 МВт	Основная фракционирующая установка	Нагревание	91,7 МВт
Охлаждение	-60,9 МВт	Охлаждение	-107,0 МВт
Дебутанизатор	Нагревание	11,3 МВт	Дебутанизатор	Нагревание	18,6 МВт
Охлаждение	-8,9 МВт	Охлаждение	-7,7 МВт
			Разделитель лигроина	Нагревание	20,2 МВт
Охлаждение	-21,4 МВт
Итог	Нагревание	82,1 МВт	Итог	Нагревание	130,5 МВт
Охлаждение	-102,9 МВт	Охлаждение	-136,1 МВт

Как понятно из результатов в Таблице 1, в системе по настоящему изобретению энергия, требуемая для нагревания, может быть понижена примерно на 37% по сравнению с энергией в сравнительной системе, и энергия, требуемая для охлаждения, может быть понижена примерно на 25% по сравнению с энергией в сравнительной системе. Таким образом, понятно, что настоящее изобретение показывает эффект значительного понижения энергопотребления для работы по сравнению с системой по предшествующему уровню техники, которая десульфурирует единовременно конденсат и затем фракционирует конденсат в основной фракционирующей установке.

1. Система обработки конденсата, содержащая:

установку десульфурации, скомпонованную, чтобы гидродесульфурировать конденсат;

колонну предварительного испарения, выполненную с возможностью приема конденсата, гидродесульфурированного посредством установки десульфурации, и фракционирования конденсата на газовый компонент, содержащий сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина;

ребойлер, выполненный с возможностью нагревания жидкого компонента в нижней части колонны предварительного испарения;

нагреватель, выполненный с возможностью нагревания жидкого компонента, извлекаемого из нижней части колонны предварительного испарения, до температуры выше, чем температура ребойлера; и

основную фракционирующую установку, выполненную с возможностью фракционирования жидкого компонента, нагретого посредством нагревателя, на по меньшей мере фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива.

2. Система обработки конденсата по п.1, в которой основная фракционирующая установка выполнена с возможностью фракционирования жидкого компонента на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина, фракцию дизельного топлива и остаток.

3. Система обработки конденсата по п.1, в которой ребойлер имеет температуру от 200°С до 300°С.

4. Система обработки конденсата по п.1, в которой нагреватель имеет температуру нагревания от 250°С до 350°С.

5. Система обработки конденсата по п.1,

в которой основная фракционирующая установка содержит перегонную колонну, и

причем жидкий компонент подается в основную фракционирующую установку в положении на нижней стороне самой нижней тарелки.

6. Система обработки конденсата по п.1, дополнительно содержащая фракционирующую установку, выполненную с возможностью фракционирования газового компонента, извлекаемого из колонны предварительного испарения, на сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина.

Изобретение относится к способу гидрирования тяжелого масла с псевдоожиженным слоем катализатора. Способ включает следующие стадии: (1) часть нефтяного сырья смешивают с псевдоожиженным слоем катализатора гидрокрекинга с образованием первой смеси, последовательно осуществляют первую скорость сдвига и вторую скорость сдвига смеси с получением суспензии катализатора; (2) суспензию катализатора смешивают с оставшимся нефтяным сырьем и водородом с образованием второй смеси, а затем вторую смесь подают в реактор гидрирования с псевдоожиженным слоем для проведения реакции гидрокрекинга под давлением 18-22,5 МПа, при температуре 390-460°С и при объемном отношении водорода к нефтепродукту, контролируемом при 800-1500, с получением продукта гидрокрекинга; и (3) продукт гидрокрекинга, полученный на стадии (2), подвергают горячему разделению под высоким давлением с получением потока газа и потока нефтепродукта; при этом поток газа, полученный при горячем разделении под высоким давлением, последовательно подвергают холодному разделению под высоким давлением и холодному разделению под низким давлением с получением потока нефтепродукта, поток нефтепродукта, полученный при горячем разделении под высоким давлением, подвергают горячему разделению под низким давлением с получением потока газа и потока нефтепродукта, поток газа, полученный при горячем разделении под низким давлением, и поток нефтепродукта, полученный при холодном разделении под низким давлением, подвергают разделению отгонкой с получением сухого газа, нефти и нефтепродуктов кубового остатка, а поток нефтепродукта, полученный при горячем разделении под низким давлением, подвергают вакуумной перегонке с получением первого бокового погона нефтепродукта в первой линии бокового погона и второго бокового погона нефтепродукта во второй линии бокового погона.

Способ конверсии нефтяного сырья, содержащий этап гидрокрекинга в кипящем слое, этап выдерживания и этап отделения осадка, для производства жидкого топлива с низким содержанием осадка // 2678764

Изобретение относится к рафинированию и конверсии тяжелых углеводородных фракций, содержащих, кроме всего прочего, серосодержащие примеси. Изобретение касается способа конверсии углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере одну углеводородную фракцию с содержанием серы не менее 0,1 мас.%, при первоначальной температуре кипения не ниже 340°С и при конечной температуре кипения не ниже 440°С, что позволяет получить тяжелую фракцию с содержанием осадка после старения, меньшим или равным 0,1 мас.%, при этом упомянутый способ содержит следующие этапы: а) этап гидрокрекинга сырья в присутствии водорода по меньшей мере в одном реакторе, содержащем катализатор на носителе в кипящем слое, b) этап разделения отходов, полученных после этапа а), c) этап выдерживания тяжелой фракции, полученной после этапа b) разделения, d) этап отделения осадка тяжелой фракции, полученной на этапе с) выдерживания, для получения указанной тяжелой фракции.

Способ гидроочистки низкотемпературного дистиллята фишера- тропша, имеющего высокий выход средних дистиллятов // 2678443

Изобретение относится к способу для гидроочистки средних дистиллятов синтетических дистиллятов Фишера-Тропша полного диапазона, причем способ содержит стадии: 1) разделяют средние дистилляты синтетических дистиллятов Фишера-Тропша полного диапазона, чтобы обеспечить выход легких дистиллятов, тяжелых дистиллятов и промежуточных дистиллятов, причем пределы кипения легких дистиллятов находятся ниже чем 180°С; пределы кипения промежуточных дистиллятов находятся между 180°С и 360°С; и пределы кипения тяжелых дистиллятов находятся выше чем 360°С; 2) измеряют, используя измерительный насос, легкие дистилляты, тяжелые дистилляты и промежуточные дистилляты; обеспечивают реактор (1) гидрирования, заполненный катализатором гидроочистки и содержащий первое загрузочное отверстие (1a), второе загрузочное отверстие (1b) и третье загрузочное отверстие (1c) сверху вниз, причем каждое загрузочное отверстие сообщается с входом водорода; смешивают водород и легкие дистилляты, тяжелые дистилляты и промежуточные дистилляты, соответственно, и вводят полученные в результате смеси в реактор гидрирования через первое загрузочное отверстие (1a), второе загрузочное отверстие (1b) и третье загрузочное отверстие (1c), соответственно; причем давление реакции в реакторе (1) гидрирования находится между 4 МПа и 8 МПа, отношение водорода к дистиллятам находится между 100:1 и 2000:1, часовая объемная скорость жидкости находится между 0,1 ч-1 и 5,0 ч-1 и температура реакции находится между 300°С и 420°С; и 3) вводят продукты из 2) в сепаратор газ-жидкость, чтобы обеспечить выход водорода и жидких продуктов, возвращают водород в реактор (1) гидрирования через первое загрузочное отверстие (1a), второе загрузочное отверстие (1b) и третье загрузочное отверстие (1c), соответственно, чтобы смешивать с жидкими дистиллятами, тяжелыми дистиллятами и промежуточными дистиллятами, и вводят жидкие продукты в ректификационную колонну для дальнейшего разделения, причем первое загрузочное отверстие (1a) размещено на верху реактора 1 гидрирования, принимая, что реактор 1 гидрирования представляет собой Н по высоте, второе загрузочное отверстие (1b) размещено на между 1/3Н и 1/2Н реактора гидрирования сверху вниз и третье загрузочное отверстие (1c) размещено ниже второго загрузочного отверстия при 1/6Н и 1/3Н реактора (1) гидрирования.

Установка гидроконверсии остаточных нефтяных фракций // 2671817

Предложена установка гидроконверсии остаточных нефтяных фракций, включающая нагревательно-реакционный блок с линией подачи сырьевой смеси, к которой примыкает линия подачи части водородсодержащего газа, и реактором, оснащенным линиями подачи водородсодержащего газа в качестве квенча, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода бензиновой и дизельной фракций и вакуумного остатка, соединенным линиями подачи газов с блоком их очистки, оснащенным линиями вывода углеводородного газа и подачи водородсодержащего газа.

Установка гидропереработки остаточных нефтяных фракций // 2671816

Предложена установка гидропереработки остаточных нефтяных фракций, включающая нагревательно-реакционный блок с линией подачи сырьевой смеси, к которой примыкает линия подачи части водородсодержащего газа, и реактором, оснащенным линиями подачи другой части водородсодержащего газа в качестве квенча, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода бензиновой, дизельной фракций и вакуумного остатка, соединенным линиями подачи газов с блоком их очистки, оснащенным линиями вывода углеводородного и водородсодержащего газов.

Способ переработки нефтяных остатков // 2671640

Изобретение относится к способу переработки тяжелых нефтяных остатков, включающему вакуумную перегонку мазута с выделением прямогонного вакуумного дистиллята и гудрона, коксование гудрона с последующим разделением жидких продуктов коксования на бензиновую, дизельную фракции и тяжелую газойлевую фракцию, которую смешивают с прямогонным вакуумным дистиллятом и направляют на стадию гидрооблагораживания.

Способ получения высокоплотного реактивного топлива (варианты) // 2670449

Изобретение относится к двум вариантам способа получения высокоплотного реактивного топлива для сверхзвуковой авиации. Один из вариантов способа включает фракционирование тяжелой смолы пиролиза с выделением дистиллятной фракции с температурой кипения до 330°C, гидроочистку дистиллятной фракции при температуре 340-360°C и давлении 4-6 МПа, гидрирование ведут при температуре 200-230°C и давлении 3-6 МПа и вывод продукта.

Способ получения компонентов базовых масел // 2667361

Изобретение относится к способу получения компонентов базовых масел II и III группы по API путем каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья при давлении не менее 13,5 МПа, температуре от 380 до 430°C, объемной скорости подачи сырья от 0,5 до 1,5 ч-1 со степенью конверсии не менее 75% с получением непревращенного остатка гидрокрекинга, содержащего не менее 90% мас.

Катализатор гидроочистки, содержащий подложку, полученную из алюмогеля, и способ получения такого катализатора // 2663667

Настоящее изобретение относится к катализатору гидродесульфирования, содержащему подложку, фосфор, по меньшей мере, один металл, выбранный из группы VIB, причем металлом группы VIB является молибден, и, по меньшей мере, один металл, выбранный из группы VIII периодической системы элементов, причем металлом группы VIII является кобальт, причем содержание металла группы VIB, выраженного в расчете на содержание оксидов, составляет от 6 до 25 вес.% от общего веса катализатора, содержание металла группы VIII, выраженное в расчете на содержание оксидов, составляет от 0,5 до 7 вес.% от общего веса катализатора, подложка содержит по меньшей мере 90 вес.% оксида алюминия, который получен из размешанного и экструдированного геля бемита, и причем плотность молибдена в катализаторе, выраженная в числе атомов молибдена на нм2 катализатора, составляет от 3 до 5, атомное соотношение Co/Mo составляет от 0,3 до 0,5, и атомное соотношение P/Mo составляет от 0,1 до 0,3, и удельная поверхность указанного катализатора составляет от 60 до 150 м2/г.

Способ и установка для получения дизельного топлива // 2662430

Изобретение относится к способу получения дизельного топлива из потока углеводородов, включающему: подачу потока углеводородов в реактор гидроочистки; гидроочистку указанного потока углеводородов в присутствии потока водорода и катализатора предварительной очистки с получением предварительно очищенного выходящего потока; разделение указанного предварительно очищенного выходящего потока на парообразный предварительно очищенный поток и жидкий предварительно очищенный поток; осуществление гидрокрекинга указанного жидкого предварительно очищенного потока в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода с получением выходящего потока гидрокрекинга; смешивание указанного парообразного предварительно очищенного потока со всем указанным выходящим потоком гидрокрекинга с получением смешанного выходящего потока гидрокрекинга; фракционирование по меньшей мере части указанного смешанного выходящего потока гидрокрекинга с получением потока дизельного топлива; и гидроочистку указанного потока дизельного топлива в присутствии потока водорода гидроочистки и катализатора гидроочистки с получением выходящего потока гидроочистки.

Устройство и способ для изготовления дизельного масла и реактивного топлива при использовании синтетической нефти от синтеза фишера-тропша // 2679662

Устройство для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей с использованием синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, содержащее реактор гидроочистки (A), горячий сепаратор (В) высокого давления, первую ректификационную колонну (С), реактор гидрокрекинга (D), реактор (Е) гидроизомеризации, вторую ректификационную колонну (F), первую смесительную камеру (I) и вторую смесительную камеру (Н), причем дополнительно устройство содержит конденсационную фракционирующую колонну (G) и трубу M для исходного материала реактора (А) гидроочистки, которая соединена с впускной трубой (J) для нефтяной смеси и впускной трубой (К) для циркулирующего водорода.

Способ получения котельного топлива // 2678451

Изобретение раскрывает способ получения котельного топлива, включающий вакуумную ректификацию прямогонного мазута с получением утяжеленного гудрона, металлизированной фракции вакуумной ректификации и фракции вакуумного газойля, с последующим висбрекингом утяжеленного гудрона с получением комбинированного продукта висбрекинга, при этом для получения котельного топлива смешивают гудрон утяжеленный, металлизированную фракцию вакуумной ректификации мазута, разбавитель - прямогонное дизельное топливо фракции 160-360°С, комбинированный продукт висбрекинга, характеризующийся тем, что в процессе вакуумной ректификации прямогонного мазута дополнительно выделяют фракцию ректификации прямогонного мазута с температурой кипения 360-390°С и используют ее в качестве дополнительного компонента разбавителя, в котельное топливо дополнительно вводят фракцию каталитического газойля с температурой кипения 190-550°С при следующем соотношении компонентов смешения в котельном топливе в мас.%: гудрон утяжеленный 0,7-12,0; металлизированная фракция вакуумной ректификации прямогонного мазута 0,5-8,0; фракция каталитического газойля с температурой кипения 190-550°С 0,1-3,0 разбавитель: фракция ректификации прямогонного мазута с температурой кипения 360-390°С 0,1-6,0 и прямогонное дизельное топливо фракции 160-360°С 0,1-1,8; комбинированный продукт висбрекинга - остальное до 100,0.

Способ получения котельного топлива // 2678449

Способ получения котельного топлива, включающий вакуумную ректификацию прямогонного мазута, с получением утяжеленного гудрона и металлизированной фракции вакуумной ректификации, фракции вакуумного газойля с последующим висбрекингом утяжеленного гудрона с получением комбинированного продукта висбрекинга, при этом для получения котельного топлива смешивают гудрон утяжеленный, металлизированную фракцию вакуумной ректификации мазутов, смесь асфальта и экстракта производства масел, разбавитель - прямогонное дизельное топливо фракции 160-360°С, комбинированный продукт висбрекинга, характеризующийся тем, что в процессе вакуумной ректификации смесевого сырья дополнительно выделяют фракцию с температурой кипения 360-390°С и используют ее в качестве дополнительного компонента разбавителя котельного топлива, в котельное топливо дополнительно вводят фракцию каталитического газойля с температурой кипения 190-550°С, при следующем соотношении компонентов смешения в котельном топливе, мас.

Способ совместного получения циклогексана и гексанового растворителя // 2673550

Предложен способ совместного получения циклогексана и гексанового растворителя из гексансодержащей фракции, выделенной из широкой фракции легких углеводородов, включающий выделение в колонне фракционирования гексансодержащей фракции, гидроочистку выделенной гексансодержащей фракции в объемном соотношении с водородом, равном 1:500-700, ректификацию гидроочищенной гексансодержащей фракции для выделения изогексановой фракции и гексанового растворителя, гидрирование гексанового растворителя.

Способ переработки сырой нефти // 2666735

Изобретение относится к способу переработки сырой нефти, который включает применение определенной установки гидроконверсии. В частности, изобретение относится к способу, который позволяет оптимизировать переработку нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем предприятии, оборудованном установкой коксования.

Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода // 2666589

Изобретение относится к способу гидроочистки углеводородного сырья, содержащего сернистые и азотистые соединения, при котором осуществляют следующие стадии: а) разделяют (SEP) углеводородное сырье на фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, б) осуществляют первую стадию гидроочистки, приводя в контакт фракцию, обогащенную тяжелыми углеводородными соединениями, и газовый поток, содержащий водород, с первым катализатором гидроочистки в первой зоне реакции (Z1) для получения первого обессеренного эфлюента, содержащего водород, H2S и NH3, в) разделяют (D1) первый эфлюент на первую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и первую жидкую фракцию, г) очищают (LA) первую газовую фракцию для получения обогащенного водородом потока, д) смешивают фракцию, обогащенную легкими углеводородными соединениями, с первой жидкой фракцией, получаемой на стадии в), для получения смеси, е) осуществляют вторую стадию гидроочистки, приводя в контакт получаемую на стадии д) смесь по меньшей мере с частью обогащенного водородом потока, получаемого на стадии г), со вторым катализатором гидроочистки во второй зоне реакции (Z2) для получения второго обессеренного эфлюента, содержащего водород, NH3 и H2S, ж) разделяют (D2) второй эфлюент на вторую газовую фракцию, содержащую водород, H2S и NH3, и вторую жидкую фракцию, з) рециркулируют по меньшей мере часть второй газовой фракции, содержащей водород, H2S и NH3, со стадии б) в качестве газового потока, содержащего водород.

Способы деоксигенирования материала на биологической основе и получения терефталевой кислоты на биологической основе и олефиновых мономеров // 2664547

Изобретение относится к способу деоксигенирования смолы таллового масла, где смола таллового масла, которая содержит некоторую долю жирных и смоляных кислот и/или их производные, нагревается до температуры, достаточной для превращения ее в жидкость; указанная жидкость вводится в слой катализатора (7), для приведения ее в контакт с водородом и одним или несколькими катализаторами (2, 3) в указанном слое катализатора, где указанные катализаторы включают катализатор (2) деоксигенирования NiMo; поступающие материалы каталитически деоксигенируются с помощью водорода; и газообразный эффлюент из слоя охлаждается, с получением жидкого продукта (10), который содержит алифатические и ароматические углеводороды, и которые по существу полностью деоксигенируются.

Способ раздельной обработки нефтяного сырья для производства жидкого топлива с низким содержанием серы // 2660426

Изобретение относится к способу обработки тяжелого нефтяного сырья для получения жидкого топлива и базисов жидкого топлива с низким содержанием серы, предпочтительно бункерного топлива и базисов бункерного топлива.

Способ и установка для получения дизельного топлива с высоким цетановым числом // 2657057

Изобретение предназначено для получения десульфурированного дизельного топлива при низком давлении и высоком цетановом числе. Способ получения дизельного топлива включает гидрообработку углеводородного исходного сырья с использованием водорода в реакторе гидрообработки на катализаторе гидрообработки, отпаривание легких газов из упомянутого потока гидрообработки для получения отпаренного потока гидрообработки, насыщение ароматических соединений в упомянутом отпаренном потоке гидрообработки для получения насыщенного потока, отпаривание легких газов из упомянутого насыщенного потока для получения отпаренного насыщенного потока и фракционирование упомянутого отпаренного насыщенного потока для получения потока дизельного топлива.