Способы и установки для обессеривания потоков углеводородов

Изобретение относится к способам и установкам для обессеривания потоков углеводородов. В одном варианте осуществления способ обессеривания потока углеводородов включает в себя стадии: разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию (56) и более легкую фракцию (54), где более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений и более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений; гидрообессеривания более тяжелой фракции в первой зоне (66) гидрообессеривания; гидрообессеривания более легкой фракции во второй зоне (62) гидрообессеривания и образования гидрообессеренного потока (70) из более тяжелой фракции и более легкой фракции, дегазацию гидрообессеренного потока и удаление сероводорода из гидрообессеренного потока, поток углеводородов получают из потока нафты, для этого поток нафты подвергают операциям каталитического насыщения диолефинов и каталитической демеркаптанизации с получением потока углеводородов. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Заявление о приоритете

Данная заявка испрашивает приоритет заявки US №14/050113, поданной 9 октября 2013 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Область техники изобретения в целом относится к способам и установкам для обработки потоков углеводородов, и в частности относится к способам и установке для обессеривания потоков углеводородов с образованием потоков продукта, имеющих низкое содержание серы.

Уровень техники

Удаление серы из потоков углеводородного сырья является важным процессом разделения в перерабатывающих отраслях нефтегазовой и химической промышленности. Типичная переработка углеводородов часто включает в себя по меньшей мере одну стадию переработки, которая чувствительна к сере, присутствующей в сырьевом потоке. Например, в процессах конверсии углеводородов, в которых углеводородное сырье каталитически конвертируется в углеводородные продукты, катализатор, используемый в процессе конверсии, может быть чувствительным к сере. Иными словами, присутствие серы в сырьевом потоке может дезактивировать или ингибировать каким-либо образом катализатор в процессе конверсии. Как правило, наличие такой чувствительной к сере стадии потребует удаления всей серы или большей ее части перед подачей в чувствительную к сере стадию.

Кроме того, в данных отраслях промышленности имеется много продуктов, из которых сера должна быть удалена, чтобы соответствовать техническим требованиям к продукту. Например, транспортное топливо может ограничиваться низкими содержаниями серы. В типичных процессах конверсии углеводородов с образованием чувствительных к сере продуктов сера удаляется на стадии гидрообессеривания. Такая стадия гидрообессеривания, как правило, предполагает поступление нагретого, превращенного в пар сырьевого потока в реактор гидроочистки, который осуществляет каталитическую конверсию серы в сырьевом потоке в сероводород, поступление продукта гадроочистки в конденсатор, в котором часть газообразного сероводорода конденсируется, при этом остальная часть сероводорода выходит в виде головного погона, и поступление жидкого продукта в отпарную колонну, в которой сконденсировавшийся сероводород в жидком продукте, удаляется. Вместо отпарной колонны также может использоваться адсорбирующий слой сероводорода для адсорбции сероводорода из жидкого продукта.

Транспортное топливо также должно соответствовать определенным исследовательским октановым числам (ОЧИ). Сохранение достаточно высокого октанового числа может быть затруднено при удалении серы из углеводородного сырья, содержащего значительные количества серы, поскольку процессы гидрообессеривания вызывают уменьшение октанового числа в подвергнутых обработке углеводородах.

Соответственно, желательно предложить способы и установки для обессеривания потоков углеводородов. К тому же, желательно предложить способы и установки, осуществляющие процесс умеренного гидрообессеривания одной части углеводородного потока для сохранения ее октанового числа, при одновременном осуществлении процесса глубокого гидрообессеривания другой части углеводородного потока. Кроме того, другие желательные признаки и характеристики станут ясны из последующего подробного описания и прилагаемой формулы изобретения, рассматриваемых вместе с сопровождающими чертежами и вышеизложенным описанием области техники и известного уровня техники.

Краткое изложение сущности изобретения

В данном описании приводятся способы и установки для обессеривания потоков углеводородов. В иллюстративном варианте осуществления способ обессеривания потока углеводородов включает в себя разделение потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию. Более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений, и более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений. Способ также включает в себя гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания и гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания. Кроме того, способ образует гидрообессеренный поток из более тяжелой фракции и более легкой фракции.

В соответствии с другим иллюстративным вариантом осуществления способ обессеривания потока углеводородов включает в себя подачу потока углеводородов в колонну с разделительной перегородкой и разделение потока на фракцию С9+, фракцию С6-С8 и фракцию С5. В способе осуществляется прохождение фракции С9+ через зону глубокого гидрообессеривания и гидрообессеривание фракции С9+. Кроме того, в способе осуществляется прохождение фракции С6-С8 через зону умеренного гидрообессеривания и гидрообессеривание фракции С6-С8. Способ включает в себя образование гидрообессеренного потока, содержащего фракцию С9+ и фракцию С6-С8.

В соответствии с другим иллюстративным вариантом осуществления предложена установка для обессеривания потока углеводородов. Установка включает в себя разделительное устройство, выполненное с возможностью приема потока углеводородов и разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию. Устройство глубокого гидрообессеривания предусмотрено и выполнено с возможностью приема более тяжелой фракции и гидрообессеривания более тяжелой фракции. В свою очередь, устройство умеренного гидрообессеривания предусмотрено и выполнено с возможностью приема более легкой фракции и гидрообессеривания более легкой фракции. Установка также включает в себя расположенное ниже по потоку устройство, выполненное с возможностью приема и обработки объединенного потока более тяжелой фракции и более легкой фракции.

Краткое описание чертежей

Способы и установки для обессеривания потоков углеводородов будут описаны ниже вместе со следующими чертежами, на которых одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы, и где:

на фиг. 1 представлено схематическое изображение способа и установки для обессеривания потока углеводородов в соответствии с иллюстративным вариантом осуществления; и

на фиг. 2 представлено схематическое изображение способа и установки для обессеривания потока углеводородов в соответствии с альтернативным вариантом осуществления.

Подробное описание

Нижеследующее подробное описание носит чисто иллюстративный характер и не имеет целью ограничивать способы и установки для обессеривания потоков углеводородов. Кроме того, не существует намерения быть связанным какой-либо теорией, представленной в предыдущем описании уровня техники или в нижеследующем подробном описании.

Рассмотренные в данном описании различные варианты осуществления предусматривают раздельное гидрообессеривание фракций углеводородного сырья. В частности, предложенные здесь способы и установки осуществляют разделение углеводородного сырья на наиболее легкую фракцию, по существу не содержащую меркаптанов, и две фракции, имеющие более высокое содержание серы, которые требуют обессеривания для компаундирования бензина: более легкую фракцию и более тяжелую фракцию.

Из фракции, требующих обессеривания, более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений, чем более тяжелая фракция, тогда как более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений, чем более легкая фракция. Для сохранения более высокого октанового числа более легкой фракции ее подвергают умеренному гидрообессериванию с относительно высокоселективным катализатором (катализатором, который насыщает меньшее количество мононенасыщенных соединений). С другой стороны, более тяжелая фракция может быть подвергнута глубокому гидрообессериванию с относительно низкоселективным катализатором (катализатором, который насыщает большее количество мононенасыщенных соединений) без существенной потери октанового числа. В результате раздельного гидрообессеривания фракций углеводородного сырья установка и способ, описанные в данном документе, обеспечивают формирование потока высокооктанового низкосернистого продукта.

На фиг. 1 представлена установка 10 для обработки потока 12 углеводородного сырья с образованием обессеренного потока 14. Приводимый в качестве примера поток 12 углеводородного сырья является сырьевой нафтой. Сырьевая нафта содержит ароматические соединения, парафины, нафтены и олефины. Подходящее для использования сырье включает в себя нафту прямой перегонки, газобензин, синтетическую нафту, бензин термического крекинга и нафту риформинга. В иллюстративном варианте осуществления поток углеводородного сырья является нафтой флюид-каталитического крекинга (FCC).

Как показано, установка 10 включает в себя секцию 16 предварительной обработки для получения демеркаптанизированного, по существу не содержащего диолефинов потока 18 из потока 12 углеводородного сырья. Кроме того, установка включает в себя секцию 20 обессеривания для удаления серы из демеркаптанизированного, по существу не содержащего диолефинов потока 18 с образованием обессеренного потока 14.

Приводимая в качестве примера секция 16 предварительной обработки включает в себя устройство 24 насыщения диолефинов. Диолефины легко полимеризуются в условиях гидрообессеривания. Таким образом, они должны быть удалены из потока углеводородов перед тем, как он будет подвергаться гидрообессериванию в секции 20 обессеривания. Приводимое в качестве примера устройство 24 насыщения диолефинов осуществляет каталитическое насыщение диолефинов в потоке 12 углеводородного сырья. Катализаторы могут содержаться в устройстве 24 насыщения диолефинов в уплотненном слое. Приводимые в качестве примера катализаторы для реакции насыщения диолефинов включают никель-молибденовый, кобальт-молибденовый или другие подходящие катализаторы. В иллюстративном варианте осуществления устройство 24 насыщения диолефинов работает при температуре менее 205°C, поскольку при данной температуре реакции в устройстве 24 насыщения диолефинов могут быть ограничены реакциями насыщения. Как правило, устройство 24 насыщения диолефинов способно насыщать по существу все диолефины в потоке 12 углеводородного сырья с образованием по существу не содержащего олефинов потока 26. Например, устройство 24 насыщения диолефинов может осуществлять насыщение потока 12 углеводородного сырья, содержащего 5 массовых процентов (% масс.), с образованием по существу не содержащего олефинов потока 26, содержащего менее 50 массовых частей на миллион (масс.ч/млн) диолефинов, например, менее 10 масс.ч/млн диолефинов.

В иллюстративном варианте осуществления по существу не содержащий олефинов поток 26 выходит из устройства 24 насыщения диолефинов и подается в устройство 28 демеркаптанизации для удаления меркаптанов и углекислого газа из по существу не содержащего олефинов потока 26. Разбавленную щелочь 30 непрерывно добавляют в устройство 24 насыщения диолефинов для поддержания щелочности во время демеркаптанизации. Кроме того, воздух 32 добавляют в по существу не содержащий олефинов поток 26 перед его поступлением в устройство 28 демеркаптанизации для поддержания реакций окисления. Приводимое в качестве примера устройство 28 демеркаптанизации содержит неподвижный слой катализатора окисления на основе пропитанного активированного угля. Когда по существу не содержащий олефинов поток 26 проходит через неподвижный слой катализатора, меркаптаны окисляются на катализаторе в дисульфиды. Дисульфиды, будучи растворимыми в масле, остаются в углеводородной фазе. Демеркаптанизированный, по существу не содержащий диолефинов поток 18 выходит из секции 16 предварительной обработки и вводится в секцию 20 обессеривания.

В секции 20 обессеривания демеркаптанизированный, по существу не содержащий диолефинов поток 18 поступает в устройство 50 фракционирования. Приводимым в качестве примера устройством 50 фракционирования является колонна с разделительной перегородкой. Устройство 50 фракционирования работает в условиях, подходящих для образования головной фракции 52, преимущественно содержащей углеводороды, имеющие пять атомов углерода (С5), которая выходит из устройства 50 фракционирования в его верхней части или вблизи нее. Приводимая в качестве примера головная фракция 52 содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих пять атомов углерода.

Устройство 50 фракционирования также образует боковую фракцию 54, преимущественно содержащую углеводороды, имеющие от шести до восьми атомов углерода (С6-С8), которая выходит из устройства 50 фракционирования в положении бокового отведения. Приводимая в качестве примера боковая фракция 54 обогащена С6-С8 и содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих от шести до восьми атомов углерода. Устройство 50 фракционирования также образует кубовую фракцию 56, преимущественно содержащую углеводороды, имеющие девять и более атомов углерода (С9+), которая выходит из устройства 50 фракционирования в его кубовой части или вблизи нее. Приводимая в качестве примера кубовая фракция 56 содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих девять и более атомов углерода. Используемое в настоящем документе выражение «головная фракция» не ограничивается самой верхней фракцией, отводимой из процесса фракционирования, но может включать в себя самую верхнюю фракцию и/или любую фракцию, образованную выше боковой и кубовой фракции. Кроме того, используемое в настоящем документе выражение «кубовая фракция» не ограничивается самой нижней фракцией, отводимой из процесса фракционирования, но может включать в себя самую нижнюю фракцию и/или любую фракцию, образованную ниже боковой и головной фракции.

Разные фракции (такие как С5, С6-С8, и С9+) разделяются на основе относительных точек кипения присутствующих соединений. Для обеспечения требуемого разделения устройство 50 фракционирования может работать при абсолютном давлении от 10 килопаскаль (кПа) до 400 кПа. В иллюстративном варианте осуществления рабочие условия фракционирования обеспечивают максимальное извлечение обессеренных высокооктановых мононенасыщенных соединений, обогащенных С5, в головной фракции 52, при одновременном ограничении содержания серы до менее 50 масс.ч/млн, например, менее 10 масс.ч/млн.

Головная фракция 52, боковая фракция 54 и кубовая фракция 56 содержат разные количества соединений серы. В частности, головная фракция 52 является относительно обессеренной, содержащей менее 50 масс.ч/млн серы, например, менее 10 масс.ч/млн серы, и подходит для непосредственной обработки при компаундировании бензина. Из других фракций более легкая фракция - боковая фракция 54 содержит умеренное количество соединений серы. Например, боковая фракция 54 содержит от 300 масс.ч/млн до 500 масс.ч/млн серы. Более тяжелая фракция - кубовая фракция 56 содержит относительно высокое количество соединений серы. Например, кубовая фракция 56 содержит от 1500 масс.ч/млн до 2000 масс.ч/млн серы. Кроме того, боковая фракция 54 включает в себя относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений, тогда как кубовая фракция 56 включает в себя относительно более низкое количество мононенасыщенных соединений, и мононенасыщенные соединения в кубовой фракции 56 имеют наиболее низкое октановое число из всех мононенасыщенных соединений в подаче 18.

Поскольку головная фракция 52 имеет достаточно низкое содержание серы, она может выходить из секции 20 обессеривания установки 10 и направляться в секцию компаундирования бензина. Однако боковая фракция 54 и кубовая фракция 56 требуют обессеривания перед подачей на компаундирование бензина. Для обессеривания водород 60 подают в каждую фракцию 54 и 56, и каждую фракцию 54 и 56 нагревают до желаемой температуры гидрообессеривания. Боковую фракцию 54 подают в зону 62 умеренного гидрообессеривания, которая содержит относительно высокоселективный катализатор (катализатор, который насыщает меньшее количество мононенасыщенных соединений) и работает в диапазоне температур от 250°C до 340°C. Приводимый в качестве примера катализатор состоит из никеля, молибдена, кобальта, железа или других подходящих материалов. В зоне 62 умеренного гидрообессеривания соединения серы в превращенной в пар боковой фракции 54 каталитически конвертируются в сероводород. Поскольку боковая фракция 54 содержит относительно более высокую долю мононенасыщенных соединений с относительно более высоким октановым числом, использование относительно высокоселективного катализатора в зоне 62 умеренного гидрообессеривания предотвращает потерю октанового числа. С6-С8 выходящий поток 64 гидрообессеривания образуется и выходит из зоны 62 умеренного гидрообессеривания с содержанием (несероводородной) серы менее 10 масс.ч/млн и небольшой потерей октанового числа.

Кубовую фракцию 56 подают в зону 66 глубокого гидрообессеривания, которая содержит относительно низкоселективный катализатор (катализатор, который насыщает большее количество мононенасыщенных соединений) и работает в диапазоне температур от 250°C до 340°C. Приводимый в качестве примера катализатор состоит из никеля, молибдена, кобальта, железа или других подходящих материалов. В зоне 66 гидрообессеривания соединения серы в превращенной в пар кубовой фракции 56 каталитически конвертируются в сероводород. Поскольку кубовая фракция 56 содержит относительно меньшую долю мононенасыщенных соединений, относительно низкоселективный катализатор может использоваться в зоне 62 умеренного гидрообессеривания и обеспечивать глубокое гидрообессеривание без значительной потери октанового числа. В результате, С9+ выходящий поток 68 гидрообессеривания образуется и выходит из зоны 66 гидрообессеривания с содержанием (несероводородной) серы менее 1 масс.ч/млн и небольшой потерей октанового числа.

Как показано, С6-С8 выходящий поток 64 гидрообессеривания и С9+ выходящий поток 68 гидрообессеривания объединяются с образованием объединенного потока 70, который конденсируется. Часть газообразного сероводорода конденсируется, тогда как остальная часть сероводорода остается в газовой фазе. Сконденсировавшийся объединенный поток 70 подается в устройство 72 дегазации. В устройстве 72 дегазации газы удаляются из объединенного потока 70 с образованием дегазированного потока 74. Дегазированный поток 74 подается в отпариватель 76 сероводорода. В отпаривателе 76 сероводорода сконденсировавшийся сероводород удаляется из дегазированного потока 74. В результате, образуется обессеренный поток 14 с содержанием серы менее 50 масс.ч/млн, например, менее 10 масс.ч/млн, при этом по существу сохраняющий свое октановое число.

На фиг. 2 представлена альтернативная установка 110 для обработки потока 112 углеводородного сырья с образованием обессеренного потока 114. Приводимый в качестве примера поток 112 углеводородного сырья является сырьевой нафтой, например, нафтой флюид-каталитического крекинга (FCC).

Как показано, установка 110 включает в себя секцию 116 предварительной обработки для получения демеркаптанизированного, по существу не содержащего диолефинов потока 118 из потока 112 углеводородного сырья. Кроме того, установка включает в себя секцию 120 обессеривания для удаления серы из демеркаптанизированного, по существу не содержащего диолефинов потока 118 с образованием обессеренного потока 114.

Приводимая в качестве примера секция 116 предварительной обработки включает в себя устройство 124 насыщения диолефинов. Диолефины легко полимеризуются в условиях гидрообессеривания. Таким образом, они должны быть удалены из нафты перед тем, как она будет подвергаться гидрообессериванию в секции 120 обессеривания. Приводимое в качестве примера устройство 124 насыщения диолефинов осуществляет каталитическое насыщение диолефинов в потоке 112 углеводородного сырья. Катализаторы могут содержаться в устройстве 124 насыщения диолефинов в уплотненном слое. Приводимые в качестве примера катализаторы для реакции насыщения диолефинов включают никель-молибденовый, кобальт-молибденовый или другие подходящие катализаторы. В иллюстративном варианте осуществления устройство 124 насыщения диолефинов работает при температуре менее 205°C, поскольку при данной температуре реакции в зоне 124 насыщения диолефинов могут быть ограничены реакциями насыщения. Как правило, устройство 124 насыщения диолефинов способно насыщать по существу все диолефины в потоке 112 углеводородного сырья с образованием по существу не содержащего олефинов потока 126. Например, устройство 124 насыщения диолефинов может осуществлять насыщение потока 112 углеводородного сырья, содержащего 5 массовых процентов (% масс.), с образованием по существу не содержащего диолефинов потока 126, содержащего менее 50 массовых частей на миллион (масс.ч/млн) диолефинов, например, менее 10 масс.ч/млн диолефинов.

В иллюстративном варианте осуществления по существу не содержащий диолефинов поток 126 выходит из устройства 124 насыщения диолефинов и подается в устройство 128 демеркаптанизации для удаления меркаптанов и углекислого газа из по существу не содержащего диолефинов потока 126. Разбавленную щелочь 130 непрерывно добавляют в устройство 124 насыщения диолефинов для поддержания щелочности во время демеркаптанизации. Кроме того, воздух 132 добавляют в по существу не содержащий диолефинов поток 126 перед его поступлением в устройство 128 демеркаптанизации для поддержания реакций окисления. Приводимое в качестве примера устройство 128 демеркаптанизации содержит неподвижный слой катализатора окисления на основе пропитанного активированного угля. Когда по существу не содержащий диолефинов поток 126 проходит через неподвижный слой катализатора, меркаптаны окисляются на катализаторе в дисульфиды. Дисульфиды, будучи растворимыми в масле, остаются в углеводородной фазе. Демеркаптанизированный, по существу не содержащий диолефинов поток 118 выходит из секции 116 предварительной обработки и вводится в секцию 120 обессеривания.

В секции 120 обессеривания демеркаптанизированный, по существу не содержащий диолефинов поток 118 поступает в устройство 150 фракционирования. Приводимым в качестве примера устройством 150 фракционирования является колонна с разделительной перегородкой. Устройство 150 фракционирования работает в условиях, подходящих для образования головной фракции 152, преимущественно содержащей углеводороды, имеющие пять атомов углерода (С5), которая выходит из устройства 150 фракционирования в его верхней части или вблизи нее. Приводимая в качестве примера головная фракция 152 содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих пять атомов углерода.

Устройство 150 фракционирования также образует боковую фракцию 154, преимущественно содержащую углеводороды, имеющие от шести до восьми атомов углерода (С6-С8), которая выходит из устройства 150 фракционирования в положении бокового отведения. Приводимая в качестве примера боковая фракция 154 обогащена С6-С8 и содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих от шести до восьми атомов углерода. Устройство 150 фракционирования также образует кубовую фракцию 156, преимущественно содержащую углеводороды, имеющие девять и более атомов углерода (С9+), которая выходит из устройства 150 фракционирования в его кубовой части или вблизи нее. Приводимая в качестве примера кубовая фракция 156 содержит более 90%, например, более 95%, углеводородов, имеющих девять и более атомов углерода.

Разные фракции (такие как С5, С6-С8, и С9+) разделяются на основе относительных точек кипения присутствующих соединений. Для обеспечения требуемого разделения устройство 114 фракционирования может работать при давлении от 10 кПа до 400 кПа. В иллюстративном варианте осуществления рабочие условия фракционирования обеспечивают максимальное извлечение обессеренных высокооктановых мононенасыщенных соединений, обогащенных С5, в головной фракции 52, при одновременном ограничении содержания серы до менее 50 масс.ч/млн, например, менее 10 масс.ч/млн.

Головная фракция 152, боковая фракция 154 и кубовая фракция 156 содержат разные количества соединений серы. В частности, головная фракция 152 является относительно обессеренной, содержащей менее 50 масс.ч/млн серы, например, менее 10 масс.ч/млн серы, и подходит для непосредственной обработки при компаундировании бензина. Из других фракций более легкая фракция - боковая фракция 154 содержит умеренное количество соединений серы. Например, боковая фракция 154 содержит от 300 масс.ч/млн до 500 масс.ч/млн серы. Более тяжелая фракция - кубовая фракция 156 содержит относительно высокое количество соединений серы. Например, кубовая фракция 156 содержит от 1500 масс.ч/млн до 2000 масс.ч/млн серы. Кроме того, боковая фракция 154 содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений, тогда как кубовая фракция 156 содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений.

Поскольку головная фракция 152 имеет достаточно низкое содержание серы, она может выходить из секции 120 обессеривания установки 110 и направляться в секцию компаундирования бензина. Однако боковая фракция 154 и кубовая фракция 156 требуют обессеривания перед подачей на компаундирование бензина. Для обессеривания водород 160 подают в каждую фракцию 154 и 156, и каждую фракцию 154 и 156 нагревают перед дальнейшей обработкой. Боковую фракцию 154 подают в зону 162 умеренного гидрообессеривания, которая содержит относительно высокоселективный катализатор (катализатор, который насыщает меньшее количество мононенасыщенных соединений) и работает в диапазоне температур от 250°C до 340°C. Приводимый в качестве примера катализатор состоит из никеля, молибдена, кобальта, железа или других подходящих материалов. В зоне 162 гидрообессеривания соединения серы в превращенной в пар боковой фракции 154 каталитически конвертируются в сероводород. Поскольку боковая фракция 154 содержит относительно более высокую долю мононенасыщенных соединений с относительно более высоким октановым числом, использование относительно высокоселективного катализатора в зоне 162 гидрообессеривания предотвращает потерю октанового числа. С6-С8 выходящий поток гидрообессеривания образуется и выходит из зоны 162 гидрообессеривания с содержанием (несероводородной) серы менее 10 масс.ч/млн и небольшой потерей октанового числа.

Кубовую фракцию 156 подают в зону 166 глубокого гидрообессеривания, которая содержит относительно низкоселективный катализатор (катализатор, который насыщает большее количество мононенасыщенных соединений) и работает в диапазоне температур от 250°C до 340°C. Приводимый в качестве примера катализатор состоит из никеля, молибдена, кобальта, железа или других подходящих материалов. В зоне 166 гидрообессеривания соединения серы в превращенной в пар кубовой фракции 156 каталитически конвертируются в сероводород. Поскольку кубовая фракция 156 содержит относительно меньшую долю мононенасыщенных соединений, относительно низкоселективный катализатор может использоваться в зоне 162 гидрообессеривания и обеспечивать глубокое гидрообессеривание без значительной потери октанового числа. В результате, С9+выходящий поток гидрообессеривания образуется и выходит из зоны 166 гидрообессеривания с содержанием (несероводородной) серы менее 1 масс.ч/млн и небольшой потерей октанового числа.

Как показано, зоны 166 и 162 гидрообессеривания расположены в одном реакторе, при этом зона 166 гидрообессеривания предусмотрена в качестве более высокой ступени над зоной 162 гидрообессеривания. В результате, С9+ выходящий поток гидрообессеривания поступает из зоны 166 гидрообессеривания в зону 162 гидрообессеривания и объединяется с боковой фракцией 154. Боковая фракция 154 охлаждает С9+ выходящий поток гидрообессеривания перед вхождением в слой катализатора в зоне 162 гидрообессеривания.

С9+ выходящий поток гидрообессеривания и боковая фракция 154 проходят через зону 162 умеренного гидрообессеривания и выходят в виде объединенного потока 170. Объединенный поток 170 конденсируется, вследствие чего часть газообразного сероводорода конденсируется, тогда как остальная часть сероводорода остается в газовой фазе. Сконденсировавшийся объединенный поток 170 подается в устройство 172 дегазации. В устройстве 172 дегазации газы удаляются из объединенного потока 170 с образованием дегазированного потока 174. Дегазированный поток 174 подается в отпариватель 176 сероводорода. В отпаривателе 176 сероводорода сконденсировавшийся сероводород удаляется из дегазированного потока 174. В результате, образуется поток 114 продукта с содержанием серы менее 50 масс.ч/млн, например, менее 10 масс.ч/млн, одновременно сохраняющий свои более высокооктановые компоненты.

На фиг. 2 можно видеть, что относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений в боковой фракции 154 избегает действия условий глубокого гидрообессеривания зоны 166 гидрообессеривания. Кубовая фракция 156 проходит и через зону 166 глубокого гидрообессеривания и через зону 162 умеренного гидрообессеривания. В иллюстративном варианте осуществления преимущества прохождения кубовой фракции 156 через обе зоны 162 и 166 заключаются в том, что (1) органическая сера, входящая в зону 162 умеренного гидрообессеривания, будет присутствовать в меньшей концентрации (за счет разбавления), и (2) конструкция реактора может ограничиваться только одним сосудом, содержащим обе реакционные зоны, что снижает капитальные затраты и требования к занимаемой площади. В иллюстративном варианте осуществления снижение содержания органической серы в подаче на стадию умеренного обессеривания является выгодным, поскольку может позволить на этой стадии работать при более низкой температуре, и, следовательно, с меньшим насыщением мононенасыщенных соединений и, таким образом, с большим сохранением октанового числа, чем если бы содержание органической серы в подаче не было бы уменьшено разбавлением.

Как описано, способы и установки для обессеривания потоков углеводородов предусматривают эффективное удаление серы при одновременном сохранении высокого октанового числа. Поток углеводородов разделяется на более легкую фракцию и более тяжелую фракцию. Более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений, чем более тяжелая фракция, тогда как более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений, чем более легкая фракция. Более легкая фракция подвергается умеренному гидрообессериванию с относительно высокоселективным катализатором (катализатором, который насыщает меньше мононенасьпценных соединений) для сохранения ее более высокого октанового числа. Более тяжелая фракция может быть подвергнута глубокому гидрообессериванию с относительно низкоселективным катализатором (катализатором, который насыщает больше мононенасыщенных соединений) без существенной потери октанового числа. В результате раздельного гидрообессеривания фракций углеводородного сырья установка и способ, описанные в данном документе, обеспечивают формирование потока высокооктанового низкосернистого продукта.

Конкретные варианты осуществления

Хотя ниже следует описание в связи с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что данное описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ обессеривания потока углеводородов, включающий в себя стадии разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию, где более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений, и более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений; гидрообессеривания более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания; гидрообессеривания более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания; и образования гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, также включающий в себя дегазацию гидрообессеренного потока. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, также включающий в себя удаление сероводорода из гидрообессеренного потока. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, также включающий в себя подачу потока нафты; и каталитическую демеркаптанизацию потока нафты и насыщение диолефинов в потоке нафты с образованием потока углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором разделение потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию включает в себя разделение потока углеводородов на более тяжелую фракцию, более легкую фракцию и наиболее легкую фракцию. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, также включающий в себя нагревание более тяжелой фракции перед гидрообессериванием более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания; и нагревание более легкой фракции перед гидрообессериванием более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором разделение потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию включает в себя разделение потока углеводородов на фракцию С9+ и фракцию С6-С8. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более тяжелой фракции с помощью более низкоселективного катализатора; и гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более легкой фракции с помощью более высокоселективного катализатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает образование гидрообессеренной более тяжелой фракции, имеющей содержание серы менее 1 масс.ч/млн. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания и образование гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции включает в себя образование гидрообессеренного потока, имеющего содержание серы менее 50 масс.ч/млн. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания и образование гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции включает в себя образование гидрообессеренного потока, имеющего содержание серы менее 10 масс.ч/млн. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает в себя образование гидрообессеренной более тяжелой фракции; и гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает в себя прохождение более легкой фракции и гидрообессеренной более тяжелой фракции через вторую зону гидрообессеривания. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает в себя гидрообессеривание более тяжелой фракции в вышележащей ступени реактора и образование гидрообессеренной более тяжелой фракции; и гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает в себя гидрообессеривание более легкой фракции и гидрообессеренной более тяжелой фракции в нижележащей ступени реактора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предьщущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более тяжелой фракции в первом реакторе гидрообессеривания; и гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более легкой фракции во втором реакторе гидрообессеривания.

Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ обессеривания потока углеводородов, включающий в себя стадии подачи потока углеводородов в колонну с разделительной перегородкой и разделения потока углеводородов на фракцию С9+, фракцию С6-С8 и фракцию С5; прохождения фракции С9+ через зону глубокого гидрообессеривания и гидрообессеривания фракции С9+; прохождения фракции С6-С8 через зону умеренного гидрообессеривания и гидрообессеривания фракции С6-С8; и образования гидрообессеренного потока, содержащего фракцию С9+ и фракцию С6-С8. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором образование гидрообессеренного потока, содержащего фракцию С9+ и фракцию С6-С8, включает в себя объединение фракции С9+ с фракцией С6-С8 после гидрообессеривания фракции С9+ и после гидрообессеривания фракции С6-С8. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предьщущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором образование гидрообессеренного потока, содержащего фракцию С9+ и фракцию С6-С8, включает в себя объединение фракции С9+ с фракцией С6-С8 после гидрообессеривания фракции С9+ и перед гидрообессериванием фракции С6-С8. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предьщущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя, после разделения потока углеводородов на фракцию С9+ и фракцию С6-С8, нагревание фракции С9+ перед пропусканием фракции С9+ через зону глубокого гидрообессеривания, и нагревание фракции С6-С8 перед прохождением фракции С6-С8 через зону умеренного гидрообессеривания. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя дегазацию гидрообессеренного потока; и удаление сероводорода из гидрообессеренного потока.

Третий вариант осуществления изобретения представляет собой установку для обессеривания потока углеводородов, содержащую разделительное устройство, выполненное с возможностью приема потока углеводородов и разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию; устройство глубокого гидрообессеривания, выполненное с возможностью приема более тяжелой фракции и гидрообессеривания более тяжелой фракции; устройство умеренного гидрообессеривания, выполненное с возможностью приема более легкой фракции и гидрообессеривания более легкой фракции; и расположенное ниже по потоку устройство, выполненное с возможностью приема и обработки объединенного потока более тяжелой фракции и более легкой фракции.

Таким образом, были описаны способы и установки для обессеривания потока углеводородов. Хотя, по меньшей мере, один иллюстративный вариант осуществления был представлен в предшествующем подробном описании, следует принимать во внимание, что существует большое количество вариантов. Следует также понимать, что описанный здесь иллюстративный вариант осуществления или варианты осуществления не предназначены для ограничения объема, применимости или конфигурации заявленного объекта изобретения каким бы то ни было образом. Скорее, вышеизложенное подробное описание снабдит специалистов подходящей последовательностью действий для реализации описанного варианта или вариантов осуществления. Следует понимать, что различные изменения могут быть сделаны в способах без отклонения от объема, определенного формулой изобретения, которая включает известные эквиваленты и предполагаемые эквиваленты на момент подачи данной патентной заявки.

1. Способ обессеривания потока (18) углеводородов, включающий в себя стадии:

разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию (56) и более легкую фракцию (54), где более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений и более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений;

гидрообессеривания более тяжелой фракции в первой зоне (66) гидрообессеривания;

гидрообессеривания более легкой фракции во второй зоне (62) гидрообессеривания и

образования гидрообессеренного потока (70) из более тяжелой фракции и более легкой фракции,

дегазацию гидрообессеренного потока и

удаление сероводорода из гидрообессеренного потока,

поток углеводородов получают из потока нафты, для этого поток нафты подвергают операциям каталитического насыщения диолефинов и каталитической демеркаптанизации с получением потока углеводородов.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

нагревание более тяжелой фракции перед гидрообессериванием более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания и

нагревание более легкой фракции перед гидрообессериванием более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания.

3. Способ по п. 1, в котором разделение потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию включает в себя разделение потока углеводородов на фракцию C9+ и фракцию C6-C8.

4. Способ по п. 1, в котором:

гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более тяжелой фракции с помощью более низкоселективного катализатора и

гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает гидрообессеривание более легкой фракции с помощью более высокоселективного катализатора.

5. Способ по п. 1, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает образование гидрообессеренной более тяжелой фракции, имеющей содержание серы менее 1 мас.ч./млн, и в котором гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания и образование гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции включает в себя образование гидрообессеренного потока, имеющего содержание серы менее 50 мас.ч./млн.

6. Способ по п. 1, в котором гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает образование гидрообессеренной более тяжелой фракции, имеющей содержание серы менее 1 мас.ч./млн, и в котором гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания и образование гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции включает в себя образование гидрообессеренного потока, имеющего содержание серы менее 10 мас.ч./млн.

7. Способ по п. 1, в котором:

гидрообессеривание более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания включает в себя гидрообессеривание более тяжелой фракции в вышележащей ступени (166) реактора и образование гидрообессеренной более тяжелой фракции и

гидрообессеривание более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания включает в себя гидрообессеривание более легкой фракции и гидрообессеренной более тяжелой фракции в нижележащей ступени (162) реактора.

8. Установка (10) для обессеривания потока (12) углеводородов, содержащая:

разделительное устройство (50), выполненное с возможностью приема потока углеводородов и разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию (56) и более легкую фракцию (54);

устройство (66) глубокого гидрообессеривания, выполненное с возможностью приема более тяжелой фракции и гидрообессеривания более тяжелой фракции;

устройство (62) умеренного гидрообессеривания, выполненное с возможностью приема более легкой фракции и гидрообессеривания более легкой фракции;

расположенное ниже по потоку устройство (72), выполненное с возможностью приема и обработки объединенного потока (70) более тяжелой фракции и более легкой фракции;

устройство (72) дегазации, выполненное с возможностью удаления газов из гидрообессеренного потока,

отпариватель (76) сероводорода, выполненный с возможностью удаления сероводорода из гидрообессеренного потока; и

устройство (24) насыщения диолефинов для каталитического насыщения диолефинов, выполненное с возможностью подачи в него потока нафты, и устройство (28) демеркаптанизации для удаления меркаптанов и углекислого газа из потока нафты, при этом устройство насыщения диолефинов и устройство (28) демеркаптанизации расположены перед разделительным устройством (50) и обеспечивают поток углеводородов.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способу конверсии тяжелой углеводородной фракции, имеющей температуру кипения по меньшей мере 300°С. Способ включает следующие стадии: а) по меньшей мере одну стадию селективной деасфальтизации тяжелого углеводородного сырья посредством жидкостной экстракции, обеспечивающей разделение по меньшей мере одной асфальтовой фракции, по меньшей мере одной фракции деасфальтизированного масла, причем, по меньшей мере одна из названных стадий деасфальтизации осуществляется с помощью смеси по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного аполярного растворителя, причем объемное соотношение полярного растворителя в смеси полярного растворителя и аполярного растворителя составляет от 0,1 до 95%, при этом полярный растворитель выбирают из чистых ароматических или нафтеноароматических растворителей, причем полярные растворители содержат гетероэлементы или их смеси.

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.
Изобретение относится к способу производства базовых компонентов топлива. .

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно, к способу получения дизельного топлива. .

Изобретение относится к нефтяному топливу для газовой турбины и более конкретно - способу получения нефтяного топлива для газовой турбины, используемого для выработки электроэнергии газовой турбиной, способу выработки электроэнергии с использованием нефтяного топлива для газовой турбины и нефтяному топливу для газовой турбины.

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно, к установке гидроочистки нефтяного сырья, в частности, прямогонных нефтяных фракций и газойлей каталитического крекинга, используемых для получения экологически чистых дизельных топлив.

Изобретение относится к нефтехимии, в частности к утилизации жидких продуктов термического разложения резиносодержащих отходов. .

Изобретение относится к способу гидроочистки нафты полного диапазона для получения продуктов с пониженным содержанием серы, который включает в себя: (a) разделение сырьевой нафты полного диапазона на множество фракций, включающих фракцию средней нафты и фракцию тяжелой нафты; (b) пропускание указанной фракции тяжелой нафты в парожидкостный сепаратор для получения парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, и жидкого потока тяжелой нафты; (с) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, в нагреватель сырья; (d) пропускание указанного парообразного потока, содержащего углеводороды указанной фракции тяжелой нафты, из указанного нагревателя сырья в первый слой катализатора реактора гидроочистки; (e) пропускание указанного жидкого потока тяжелой нафты, содержащего указанную фракцию тяжелой нафты и указанную фракцию средней нафты, во второй слой катализатора указанного реактора гидроочистки; и (f) извлечение потока гидроочищенного продукта из реактора гидроочистки; при этом первый и второй слои катализатора расположены последовательно внутри реактора гидроочистки, и второй слой катализатора находится ниже по потоку от первого слоя катализатора.

Изобретение относится к способу обработки бензина, содержащего соединения серы и олефины, причем способ включает по меньшей мере следующие этапы: a) взаимодействие, в по меньшей мере одном реакторе, бензина, водорода и катализатора гидродесульфирования при температуре от 270 до 400°C, давлении от 0,5 до 5 МПа, объемной скорости от 0,5 до 20 ч-1 и отношении расхода водорода, выраженного в нормальных м3 в час, к расходу обрабатываемого сырья, выраженному в м3 в час в стандартных условиях, от 50 Нм3/м3 до 1000 Нм3/м3 для превращения по меньшей мере части соединений серы в H2S; b) этап удаления образованного H2S, присутствующего в потоке, отбираемом с этапа a), путем охлаждения смеси бензина и водорода, отделения водорода, обогащенного сероводородом, от жидкого бензина и отпарки бензина путем введения потока водорода для удаления остаточных следов сероводорода, растворенного в бензине; c) взаимодействие в реакторе обедненного потока H2S, отбираемого с этапа b), с катализатором, содержащим по меньшей мере один сульфид по меньшей мере одного переходного металла, выбранного из металла группы VIB, металла группы VIII и меди, по отдельности или в смеси, осажденного на пористую подложку, с целью осуществления реакции меркаптанов с олефинами бензина с образованием соединений серы типа тиоэфира, причем этап c) осуществляют при температуре от 30°C до 250°C, объемной скорости жидкости от 0,5 до 10 ч-1, давлении от 0,4 до 5 МПа и отношении H2/сырье от 0 до 10 Нм3 водорода на м3 сырья с получением на выходе этапа c) бензина, с меньшим количеством меркаптанов по сравнению с их количеством в потоке, отбираемом с этапа b).

Настоящее изобретение относится к способу обработки бензина, содержащего диолефины, олефины и сернистые соединения, в том числе меркаптаны, в котором: подают бензин в дистилляционную колонну (3), содержащую по меньшей мере одну реакционную зону (4), содержащую по меньшей мере один первый катализатор, содержащий подложку и по меньшей мере один элемент группы VIII, причем введение осуществляют на уровне ниже реакционной зоны (4), для взаимодействия по меньшей мере одной бензиновой фракции с катализатором из реакционной зоны (4) и превращения по меньшей мере части меркаптанов из указанной фракции в сернистые соединения путем реакции с диолефинами и получения десульфированного легкого бензина, отбираемого в голове указанной дистилляционной колонны (3); где способ дополнительно включает следующие стадии: отбирают промежуточную бензиновую фракцию на уровне выше реакционной зоны (4) и ниже верха дистилляционной колонны (3); в нижней части колонны отбирают тяжелый бензин, содержащий большинство сернистых соединений, приводят в контакт, в реакторе демеркаптанизации (13), указанную промежуточную бензиновую фракцию, возможно в присутствии водорода, со вторым катализатором в сульфидной форме, содержащим подложку, по меньшей мере один элемент, выбранный из группы VIII, и по меньшей мере один элемент, выбранный из группы VIB, причем содержание элемента группы VIII, выраженное на оксид, составляет от 1 и 30 % от общей массы катализатора, содержание элемента группы VIB, выраженное на оксид, составляет от 1 до 30 % от общей массы катализатора, чтобы получить поток, содержащий сульфиды; поток, выходящий из реактора демеркаптанизации, возвращают в дистилляционную колонну (3).

Изобретение относится к способу получения углеводородных продуктов, включающему: а) приготовление углеводородного потока (С4), который преимущественно содержит разветвленные и неразветвленные углеводороды, каждый содержащий четыре атома углерода.

Изобретение относится к десульфуризации крекированной нафты путем взаимодействия водорода с органическими соединениями серы, присутствующими в подаваемом сырье.

Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке фракции С<SB POS="POST">5</SB> - С<SB POS="POST">9</SB> пиробензина. .

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.

Изобретение относится к способам и установкам для обессеривания потоков углеводородов. В одном варианте осуществления способ обессеривания потока углеводородов включает в себя стадии: разделения потока углеводородов на более тяжелую фракцию и более легкую фракцию, где более тяжелая фракция содержит относительно более высокое количество более низкооктановых мононенасыщенных соединений и более легкая фракция содержит относительно более высокое количество более высокооктановых мононенасыщенных соединений; гидрообессеривания более тяжелой фракции в первой зоне гидрообессеривания; гидрообессеривания более легкой фракции во второй зоне гидрообессеривания и образования гидрообессеренного потока из более тяжелой фракции и более легкой фракции, дегазацию гидрообессеренного потока и удаление сероводорода из гидрообессеренного потока, поток углеводородов получают из потока нафты, для этого поток нафты подвергают операциям каталитического насыщения диолефинов и каталитической демеркаптанизации с получением потока углеводородов. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх