Способ и устройство для гидроконверсии углеводородов

Изобретение относится к способу конверсии углеводородов, включающему: подачу углеводородного сырья в установку атмосферной перегонки для получения продуктов, включающих легкий дистиллят прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки и кубовый остаток атмосферной перегонки; подачу кубового остатка атмосферной перегонки в установку вакуумной перегонки для получения продуктов, включающих вакуумный газойль прямой перегонки и вакуумный остаток; подачу вакуумного остатка в жидкофазный или суспензионный реактор гидроконверсии первой стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции первой стадии; подачу продуктов реакции первой стадии, среднего дистиллята прямой перегонки и вакуумного газойля прямой перегонки в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции второй стадии; подачу продуктов реакции второй стадии в установку фракционирования для получения извлеченных продуктов, включающих топливный газ, извлеченную нафту, извлеченный средний дистиллят и извлеченный непревратившийся вакуумный газойль; и подачу, по меньшей мере, части извлеченного непревратившегося вакуумного газойля в виде рециркуляционного потока в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе, причем способ не предусматривает использование установки каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC). Также изобретение относится к устройству. Использование предлагаемого изобретения позволит удовлетворить растущие потребности в легких, высококачественных, низкосернистых транспортных топливах. Предложенное изобретение обеспечивает повышенную продуктивность и эффективность. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

 

Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретение относится к способу термической гидрогенизационной конверсии тяжелого углеводородного сырья.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Поскольку мировые поставки сырой нефти содержат более тяжелые фракции и более высокие уровни серы, существует проблема в удовлетворении растущей потребности в легких, высококачественных, низкосернистых транспортных топливах. Повышение качества тяжелого углеводородного сырья может способствовать удовлетворению этой потребности. Некоторые способы пригодны для повышения качества тяжелого углеводородного сырья. Один такой способ известен как гидрокрекинг в суспензионной фазе. Гидрокрекинг в суспензионной фазе превращает любое водород- и углеродсодержащее сырье, полученное из минеральных масел, синтетических масел, угля, биологических процессов и подобного, углеводородных остатков, таких как вакуумный остаток (VR), атмосферный остаток (AR), деасфальтированные кубовые остатки, битум и подобное, в присутствии водорода при высоких температурах и высоких давлениях, например, от приблизительно 750°F (400°С) до приблизительно 930°F (500°С) и от приблизительно 1450 фунтов/кв. дюйм (10000 кПа) до приблизительно 4000 фунтов/кв. дюйм (27500 кПа) или выше. Для предотвращения избыточного закоксовывания при реакции мелкодисперсные частицы добавок, полученные из угля, солей железа или других материалов, можно добавлять в жидкое сырье. Внутри реактора смесь жидкости/порошка в идеале ведет себя как одна однородная фаза вследствие небольшого размера частиц добавок. На практике реактор может работать как барботажная реакторная колонна с восходящим потоком или как циркуляционный реактор с кипящим слоем и подобные с тремя фазами из-за подпиточного водорода и легких продуктов реакции, вносящих вклад в газовую фазу, и больших частиц добавок, вносящих вклад в твердую фазу, и мелких частиц добавок, сырья и тяжелых продуктов реакции, вносящих вклад в жидкую фазу, причем комбинация добавки и жидкости составляет суспензию. При гидрокрекинге в суспензионной фазе конверсия сырья в ценные продукты конверсии может превышать 90% и даже более чем 95%, когда сырьем является гудрон.

Один пример гидрокрекинга в суспензионной фазе известен как технология Veba Combi-Cracking™ (VCC™). Эта технология обычно работает в прямоточном режиме, где запатентованную добавку в виде частиц добавляют в тяжелое сырье, такое как гудрон (VR), с получением сырья в виде суспензии. В сырье в виде суспензии подают водород и нагревают до реакционных температур для крекинга гудрона в более легкие продукты. Испарившиеся продукты конверсии могут быть или могут не быть затем подвергнуты гидроочистке и/или гидрокрекингу в реакторе с неподвижным слоем катализатора второй стадии. Это дает широкий ряд продуктов перегонки, включая вакуумный газойль, средний дистиллят (такой как дизельный и керосиновый), нафту и легкий газ.

Хотя гидрокрекинг в суспензионной фазе известен как пригодный для обработки тяжелых фракций, полученных из перегнанной сырой нефти, на многих нефтеперерабатывающих заводах используют другие автономные установки переработки для превращения средних фракций сырой нефти в более ценные дизельные и бензиновые продукты. Например, тяжелый вакуумный газойль можно направлять в автономную установку для гидрокрекинга для получения дизеля, керосина и бензина гидрокрекинговой очистки. Вакуумный газойль и тяжелый атмосферный дистиллят можно направлять в автономную установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC) для получения FCC-бензина. Средние дистилляты (дизельный и керосиновый), полученные в установке атмосферной перегонки, можно окончательно обрабатывать при помощи установки гидроочистки для получения готового дизеля или реактивного топлива. Нафтовые фракции можно подавать в установку гидроочистки перед подачей в установку каталитического риформинга или установку изомеризации для получения продукта риформинга или продукта изомеризации, пригодного для смешивания в компаундированный бензин.

Несмотря на различные способы и альтернативы, доступные для повышения качества тяжелых углеводородов и более легких фракций сырой нефти, все еще существует потребность в улучшении существующих способов для повышения экономических показателей, продуктивности и эффективности работы установок. Аналогично, при разработке новых низовых нефтеперерабатывающих установок есть возможности для разработки более простых технологических схем с меньшим числом автономных технологических установок, в то же время поддерживая полный ассортимент продукции с повышенным качеством, при этом значительно снижая сложность работы и потребность в капиталовложениях.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

Способ и устройство для переработки углеводородного сырья, спроектированные на базе установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, обеспечивают простую технологическую схему нефтепереработки с меньшим числом автономных технологических установок.

В первом аспекте способ предусматривает: подачу углеводородного сырья в установку атмосферной перегонки для получения продуктов, включающих легкий дистиллят прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки и кубовый остаток атмосферной перегонки; подачу кубового остатка атмосферной перегонки в установку вакуумной перегонки для получения продуктов, включающих вакуумный газойль прямой перегонки и вакуумный остаток (гудрон); подачу вакуумного остатка в суспензионный реактор(ы) гидроконверсии первой стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции первой стадии; подачу продуктов реакции первой стадии и вакуумного газойля прямой перегонки в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции второй стадии; подачу продуктов реакции второй стадии в установку фракционирования для получения извлеченных продуктов, включающих топливный газ, извлеченную нафту, извлеченный средний дистиллят и извлеченный непревратившийся вакуумный газойль; и подачу, по меньшей мере, части извлеченного непревратившегося вакуумного газойля в виде рециркуляционного потока в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе, причем установка атмосферной перегонки и установка вакуумной перегонки не дают продукты, которые подают в установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC). Предпочтительно никакие такие продукты не подают в установку коксования или в автономную установку гидрокрекинга.

Во втором аспекте устройство содержит: установку атмосферной перегонки; установку вакуумной перегонки, принимающую первый поток сырья из установки атмосферной перегонки; установку гидрокрекинга в суспензионной фазе, принимающую второй поток сырья из установки вакуумной перегонки и третий поток сырья из установки атмосферной перегонки; и установку фракционирования, принимающую четвертый поток сырья, содержащий продукт из установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, и дающую продукты, включающие продукционную нафту, продукционный дизель; при условии, что устройство нефтепереработки не содержит установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором.

Эти и другие аспекты и варианты осуществления и соответствующие преимущества показаны более подробно со ссылкой на фигуры и подробное описание, следующее ниже.

Краткое описание фигур

На фиг. 1 представлена типичная упрощенная принципиальная технологическая схема основных технологических установок и устройства нефтеперерабатывающего установки согласно одному варианту осуществления.

На фиг. 2 представлена типичная упрощенная принципиальная технологическая схема технологической установки гидрокрекинга в суспензионной фазе согласно другому варианту осуществления.

На фиг. 3 представлена типичная упрощенная принципиальная технологическая схема технологической установки гидрокрекинга в суспензионной фазе согласно еще одному варианту осуществления.

На фиг. 4 представлена упрощенная принципиальная технологическая схема для моделирования нефтепереработки, содержащая установку гидрокрекинга в суспензионной фазе согласно еще одному варианту осуществления.

На фиг. 5 представлена упрощенная принципиальная технологическая схема для моделирования сравнительного примера нефтепереработки, содержащая установку гидрокрекинга в суспензионной фазе и установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором.

На фиг. 6 представлена упрощенная принципиальная технологическая схема для моделирования сравнительного примера нефтепереработки, содержащая установку замедленного коксования и установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

Простую конфигурацию для технологической схемы нефтепереработки, нефтехимического процесса и/или устройства для нефтепереработки можно внедрить в способ гидрокрекинга в суспензионной фазе, такой как технология Veba Combi-Cracking™ (VCC™). В технологической схеме нефтепереработки используют преимущества комбинированных реакторов гидрокрекинга и гидрообработки установки VCC (т.е. установки гидрокрекинга в суспензионной фазе) для исключения автономных установок гидрокрекинга, установки каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC), установки коксования и автономных установок гидроочистки, присутствующих в обычных технологических схемах нефтепереработки. Один признак технологии гидрокрекинга в суспензионной фазе, используемый в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, состоит в потенциале объединения прямогонного газойля с продуктом с суспензионного реактора гидрокрекинга первой стадии (например, реактора жидкофазной гидроконверсии) в качестве сырья для комбинированной секции реакции каталитической гидрообработки второй стадии (например, газофазных реакторов гидрообработки или реакторов гидрообработки в смешанной фазе) установки гидрокрекинга в суспензионной фазе.

Другой признак технологии гидрокрекинга в суспензионной фазе, используемый в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, состоит в способности подвергать гидрокрекингу газойль в комбинированной секции реакции каталитической гидрообработки второй стадии установки VCC. Его можно обычно осуществлять в одной или нескольких реакторных емкостях для гидроочистки до низких уровней азота, с последующим гидрокрекингом на двухфункциональном катализаторе гидрокрекинга, с последующей доочисткой для минимизации рекомбинации серы. Кроме того, гидроконверсия на второй стадии выступает в качестве стадии доочистки для окончательной обработки подвергнутого гидрокрекингу продукта из реактора гидрокрекинга в суспензионной фазе первой стадии. Доочистку можно проводить в отдельном реакторе, который интегрирован в секцию высокого давления установки гидрокрекинга в суспензионной фазе после стадии гидрокрекинга для обработки всех выходящих потоков гидрокрекинга. Кроме того, дизель прямой перегонки и/или нафта прямой перегонки из колонны атмосферной перегонки можно подавать в секцию доочистки. Комбинированная секция реакции гидрообработки второй стадии может также называться системой гидрообработки с несколькими реакторами второй стадии. В связи с этим система с несколькими реакторами может состоять из одного-пяти реакторов, каждый с одним или несколькими слоями катализатора, причем предпочтительна конструкция из трех реакторов, такая как показана ниже в качестве примера.

Используя преимущество высокой температуры и высоких давлений, при которых работает установка гидрокрекинга в суспензионной фазе, можно встраивать установку гидрокрекинга в суспензионной фазе в сердце реакционной секции в конфигурации нефтеперерабатывающей установки для получения технологической схемы, которая проще, чем существующие в данной области техники конструкции нефтеперерабатывающих установок, и в то же время дает более высокое удержание углерода и, таким образом, выходы жидких продуктов. Она особенно предпочтительна для переработки тяжелой сырой нефти, содержащей большие объемы вакуумного остатка (гудрона), а также предпочтительна относительно широкого диапазона сырой нефти со средним и высоким содержанием серы, например, сырой нефти с API менее 32° или предпочтительно менее 30° или, другими словами, с удельной массой (SG) более 0,86 или предпочтительно 0,88 или выше. Предпочтительная сырая нефть для переработки включает, например, помимо прочего, аравийскую тяжелую (API 27,7°, SG 0,89) (где SG является сокращением для удельной массы), кувейтскую смесь (API 30,2°, SG 0,88), «майя» (API 21,8°, SG 0,92), Merey (API 16°, SG 0,96) и North Slope Alaska (API 31,9°, SG 0,87). Другое углеводородное сырье, которое можно обрабатывать, включает канадскую тяжелую нефть, русскую тяжелую нефть, нефтеносные пески, угольные пульпы и другие углеводороды с API, например, не выше 8,6° или ниже или SG, например, до 1,01 или выше.

В установке гидрокрекинга в суспензионной фазе обычно обрабатывают гудрон в качестве первичного сырья, и она рассматривается как превосходная технология для коксования. В установке гидрокрекинга в суспензионной фазе, в частности, в установке VCC, можно получать более чем 95% конверсию гудрона с превосходными выходами жидких продуктов для коксования и других технологий повышения качества кубовых потоков. Поскольку установка гидрокрекинга в суспензионной фазе предпочтительно повышает качество гудрона до более ценных легких дистиллятов, в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе можно комбинировать большой ряд более легкого сырья из других потоков атмосферной колонны. Например, согласно одному варианту осуществления технологической схемы нефтепереработки установка гидрокрекинга в суспензионной фазе может быть сконструирована для обработки прямогонных газойлей, таких как вакуумный газойль из колонны вакуумной перегонки сырой нефти, в своей комбинированной секции реакции гидрообработки второй стадии. Кроме того, рабочее давление комбинированной секции реакции гидрообработки второй стадии является достаточным для полного поддержания операций гидроочистки и/или гидрокрекинга. В результате установка гидрокрекинга в суспензионной фазе может включать несколько технологических стадий нефтепереработки, ранее включенных в обычные технологические схемы нефтепереработки.

Следовательно, варианты осуществления технологической схемы нефтепереработки обеспечивают несколько преимуществ. Установка гидрокрекинга в суспензионной фазе в сердце технологической схемы нефтепереработки способна совместно обрабатывать прямогонный газойль из атмосферной колонны нефтепереработки. Установка гидрокрекинга в суспензионной фазе способна подвергать гидрокрекингу газойль в секции реакции гидрообработки второй стадии, таким образом исключая необходимость в отдельных установках обработки газойля нефтеперерабатывающей установки, таких как автономная установка для гидрокрекинга газойля или установка каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC). Установка FCC обычно сжигает 5-10% содержания углерода из своего сырья в регенераторе катализатора. Таким образом, предпочтительно не включать установку FCC для получения более высокого удержания углерода в жидких топливных продуктах и снижения получения бензина, а также для значительной экономии капитальных затрат, связанных с упрощенной структурой нефтеперерабатывающего завода.

Установку гидрокрекинга в суспензионной фазе можно также сконструировать для получения сильно обессеренных продуктов, например, включая, помимо прочего, обработку дизеля до требований ULSD (ультранизкосернистое дизельное топливо) и обработку нафты до требований к обычному сырью риформера, таким образом исключая необходимость в отдельных установках гидроочистки нефтеперерабатывающей установки, таких как автономные установки гидроочистки дизеля и установки гидроочистки нафты. Как результат этих преимуществ варианты осуществления технологической схемы нефтепереработки могут давать больше продукционных транспортных топлив (бензин, реактивное топливо и дизель) на баррель сырой нефти по сравнению с обычными конструкциями нефтеперерабатывающих установок, которые включают установки гидрокрекинга газойля. Варианты осуществления технологической схемы нефтепереработки могут

быть особенно подходящими для сегментов рынка, где дизель является предпочтительным продуктом для транспорта, и операции нефтепереработки можно регулировать для получения широкого диапазона коэффициентов производства бензина-дизеля в зависимости от временных и сезонных потребностей.

Один вариант осуществления технологической схемы нефтепереработки, использующей вышеуказанные преимущества, включает способ конверсии углеводородного сырья. Способ предусматривает: подачу углеводородного сырья, такого как сырая нефть, в установку атмосферной перегонки сырой нефти для получения продуктов, включающих легкий дистиллят прямой перегонки, такой как нафта прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки и кубовый остаток атмосферной перегонки; подачу кубового остатка атмосферной перегонки в установку вакуумной перегонки для получения продуктов, включающих вакуумный газойль прямой перегонки и гудрон; подачу гудрона в суспензионный или жидкофазный реактор гидроконверсии первой стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции первой стадии; подачу продуктов реакции первой стадии и вакуумного газойля прямой перегонки в секцию реакции гидропереработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции второй стадии; подачу продуктов реакции второй стадии в установку фракционирования для получения извлеченных продуктов, включающих топливный газ, извлеченную нафту, извлеченный средний дистиллят и извлеченный вакуумный газойль; и подачу извлеченного вакуумного газойля в виде рециркуляционного потока в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе. Предпочтительно по существу весь извлеченный вакуумный газойль подают в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе. Предпочтительно никакие продукты из установки атмосферной перегонки сырой нефти или установки вакуумной перегонки не подают в установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором.

Согласно одному варианту осуществления нафта прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки или и то, и другое можно подавать с вакуумным газойлем прямой перегонки в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе. Альтернативно, в другом варианте осуществления нафту прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки или и то, и другое подают в реактор гидроочистки для получения гидроочищенных продуктов, и гидроочищенные продукты подают в установку фракционирования.

В другом аспекте способ дает извлеченные продукты из установки фракционирования гидрокрекинга в суспензионной фазе, что представляют выход жидких продуктов более 80%, предпочтительно более 85%, относительно количества кубового остатка атмосферной перегонки. Способ может также давать извлеченные продукты из установки фракционирования гидрокрекинга в суспензионной фазе, которые имеют удержание углерода более 85%, предпочтительно более 90%, относительно количества углерода в кубовом остатке атмосферной перегонки. В другом аспекте отмеченные выходы жидких продуктов и/или удержание углерода можно получать при помощи использования в качестве углеводородного сырья тяжелой сырой нефти, имеющей API менее 32° или предпочтительно менее 30°, или тяжелой сырой нефти, имеющей удельную массу 0,86 или выше или предпочтительно 0,88 или выше.

Одним преимуществом технологической схемы нефтепереработки является то, что некоторые технологические установки, имеющиеся на обычных нефтеперерабатывающих установках, можно исключить. В связи с этим согласно предпочтительному варианту осуществления технологической схемы нефтепереработки установка атмосферной перегонки и установка вакуумной перегонки не дает никаких продуктов, которые подают в установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC). Также необязательно предпочтительно, чтобы нафту прямой перегонки не подавали в установку гидроочистки нафты, и необязательно предпочтительно, чтобы средний дистиллят прямой перегонки не подавали в установку гидроочистки дизеля, таким образом исключая необходимость в обеих автономных установках гидроочистки. Кроме того, в некоторых конфигурациях автономные установки гидрокрекинга газойля и/или установки коксования можно исключить.

Другое преимущество технологической схемы нефтепереработки состоит в том, что некоторые тяжелые неценные продукты можно исключать путем использования способности установки VCC повышать качество более тяжелого сырья. В связи с этим в предпочтительных вариантах осуществления технологической схемы нефтепереработки в качестве продукта не получают тяжелое жидкое топливо и асфальт. Также в отсутствие установки коксования не получают в качестве продукта нефтяной кокс.

Для осуществления вариантов осуществления технологической схемы нефтепереработки можно обеспечивать различные варианты осуществления устройства нефтепереработки. Согласно одному варианту осуществления комбинированное устройство нефтепереработки углеводородов для получения продукционного легкого дистиллята, такого как нафта, и продукционного среднего дистиллята, такого как дизель, содержит установку атмосферной перегонки; установку вакуумной перегонки, принимающую первый поток сырья из установки атмосферной перегонки; установку гидрокрекинга в суспензионной фазе, принимающую второй поток сырья из установки вакуумной перегонки и третий поток сырья из установки атмосферной перегонки; и установку фракционирования, принимающую четвертый поток сырья, содержащий продукт из установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, и дающую продукты, включающие продукционную нафту, продукционный средний дистиллят; при условии, что устройство нефтепереработки не содержит установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором. Предпочтительно устройство нефтепереработки не содержит никакой отдельной установки гидрокрекинга газойля. Согласно предпочтительным вариантам осуществления устройство нефтепереработки не содержит установку гидроочистки нафты и/или не содержит установку гидроочистки дизеля.

Согласно предпочтительным вариантам осуществления устройства нефтепереработки установка гидрокрекинга в суспензионной фазе содержит суспензионный реактор гидроконверсии первой стадии, находящийся в связи с секцией реакции гидрообработки второй стадии, содержащей реактор гидрокрекинга, причем суспензионный реактор гидроконверсии первой стадии принимает второй поток сырья, а секция реакции гидрообработки второй стадии принимает третий поток сырья. Предпочтительно установка фракционирования содержит поток продукта, рециркулирующий из реактора гидрообработки второй стадии, при этом извлеченный вакуумный газойль можно рециркулировать с потоком сырья в реактор гидрообработки. Альтернативно, извлеченный непревратившийся вакуумный газойль можно подавать в отдельный реактор гидрообработки, а выходящий поток - объединять с выходящим потоком из другого реактора гидрообработки.

В других предпочтительных вариантах осуществления установка гидрокрекинга в суспензионной фазе также содержит реактор гидроочистки, находящийся в связи с установкой фракционирования, где реактор гидроочистки принимает потоки сырья из установки атмосферной перегонки, такие как нафта прямой перегонки и/или дизель прямой перегонки, и продукты реакции из реактора гидрообработки второй стадии. Другое устройство, пригодное для технологической схемы нефтепереработки, будет очевидно для специалиста в данной области техники на основе следующих описаний и примеров способов, осуществляемых данной технологической схемой нефтепереработки.

Ссылаясь на фиг.1 увидим, что упрощенная принципиальная схема способа показывает один вариант осуществления технологической схемы нефтепереработки, включающей установку гидрокрекинга в суспензионной фазе согласно идеям настоящего документа. Нефтеперерабатывающая установка 10 содержит поток 12 сырьевой сырой нефти, который подают в атмосферную колонну 14 для сырой нефти (CDU). Важные продукты, представляющие интерес, из атмосферной колонны для сырой нефти представляют собой поток 16 нафты прямой перегонки, поток 18 среднего дистиллята прямой перегонки и кубовый поток 20 из колонны атмосферной перегонки в установке атмосферной перегонки для сырой нефти. Поток 22 газообразного продукта из установки атмосферной перегонки для сырой нефти перерабатывают при помощи обычных техник переработки с помощью установок 23 для получения легких углеводородов и извлечения серы. Больше продуктов можно получить из установки атмосферной перегонки для сырой нефти, но в этом варианте осуществления упрощенную конфигурацию нефтеперерабатывающей установки можно получить путем использования фракций с широким диапазоном температур кипения в потоке 16 продукционной нафты прямой перегонки и потоке 18 продукционного среднего дистиллята.

Кубовый остаток 20 атмосферной перегонки подают в качестве сырьевого потока в установку 24 вакуумной перегонки. Установка вакуумной перегонки дает поток 26 продукта - вакуумного газойля (VGO) и поток 28 продукта - гудрона. Гудрон 28 подают в секцию 32 жидкофазной реакции первой стадии установки 30 гидрокрекинга в суспензионной фазе. Предпочтительно установка 30 гидрокрекинга в суспензионной фазе представляет собой установку Veba Combi-Cracking™ (VCC). Однако, другие установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, лицензированные другими компаниями, можно сконструировать для работы в аналогичных конфигурациях нефтеперерабатывающей установки, как раскрыто в настоящем документе. Поток 26 VGO подают в секцию 34 реакции второй стадии установки VCC. Поток 18 продукта - среднего дистиллята можно подавать в средние секции секции 34 реакций второй фазы, как описано более подробно ниже. Необязательно поток 26 продукта - VGO можно объединять с потоком 18 продукта - среднего дистиллята перед подачей на вторую стадию 34 установки VCC.

Поток гудрона 28 подают в установку гидрокрекинга в суспензионной фазе в качестве сырьевого потока для секции 32 суспензионной реакции гидроконверсии первой стадии. Продукт 36 реакции первой стадии подают в качестве сырьевого потока в секцию 34 реакции гидрообработки второй стадии. Тяжелый остаток 38 установки VCC из секции реактора первой стадии можно рециркулировать в сырье этой установки (не показано) или можно использовать для других продуктов, таких как битум или асфальт. Объединенные продукты 40 реакции из секции 34 реакции гидрообработки второй стадии подают в установку 42 фракционирования продуктов.

Установка 42 фракционирования продуктов содержит колонну фракционирования продуктов и другое устройство для разделения продуктов реакции из установки гидрокрекинга в суспензионной фазе на ряд различных дистиллятов и других продуктов, которые могут по существу не содержать серу. Продукты содержат поток 44 легкого газа (например, LPG (СУГ)), поток 46 продукционной нафты, поток 48 продукционного среднего дистиллята - керосина, поток 50 продукционного дизеля и поток 52 извлеченного продукционного вакуумного газойля. Предпочтительно поток 50 продукционного дизеля будет иметь достаточное цетановое число, чтобы использоваться для получения дизельного продукта Euro-5. Поток 46 продукционной нафты может быть подходящим сырьем 54 для установки 56 каталитического риформинга для получения нефтепродуктов или бензинов. Поток 52 извлеченного продукционного вакуумного газойля можно рециркулировать назад в установку 30 гидрокрекинга в суспензионной фазе в виде дополнительного сырьевого потока 66 для секции 34 реакции гидрообработки второй стадии. Необязательно часть потока 68 извлеченного продукционного вакуумного газойля можно использовать в качестве продукционного жидкого топлива.

В альтернативных вариантах осуществления поток 16 продукционной нафты прямой перегонки (или более широкая фракция легких дистиллятов, в зависимости от работы CDU 14) можно направлять в автономную установку 58 гидроочистки легких дистиллятов. Поток 60 продуктов можно подавать в установку 56 риформинга или установку изомеризации (не показана). Когда более широкую фракцию легкого дистиллята отводят из CDU, гидроочищенный дистиллят 62 можно фракционировать, причем более легкую фракцию нафты, подаваемую в установку риформинга, и более тяжелую фракцию 64 продукционного керосина можно объединять с фракцией 48 продукционного керосина из установки 42 фракционирования установки гидрокрекинга в суспензионной фазе. Необязательно часть потока 18 среднего дистиллята прямой перегонки можно направлять в автономную установку гидроочистки дизеля (не показана), продукт которой можно объединять с дизелем из продукта 50 установки 42 фракционирования установки гидрокрекинга в суспензионной фазе. Необязательно установку 25 парового риформинга метана можно использовать для превращения природного газа для получения источника подпиточного газообразного водорода 27 для установки 30 гидрокрекинга в суспензионной фазе или подпиточного газообразного водорода 29 для установки 58 гидроочистки легкого дистиллята.

Обычно установка гидрокрекинга в суспензионной фазе может работать в широком диапазоне сырьевых материалов и готовых продуктов. Обычно остаток установки вакуумной перегонки имеет срез температуры более 540°С, а вакуумный газойль (VGO) прямой перегонки имеет срез температуры от приблизительно 320°С до 540°С. Исходя из этого сырья, фракционатор продуктов VCC может работать для получения ряда продуктов со следующими обычными срезами температур: нафта 70-180°С, керосин 160-280°С, дизель 240-380°С и непревратившаяся нефть (UCO) 320-540°С. Готовые продукты могут быть в диапазоне от бензина при 50-220°С, керосина при 160-300°С до дизеля при 180-380°С.

Ссылаясь на фиг. 2 увидим, что упрощенная принципиальная схема способа, представляющая один вариант осуществления установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, показана и может быть пригодна в технологической схеме нефтепереработки, как показанная на фиг. 1. Выходящий поток 70 реактора из суспензионного реактора гидроконверсии первой стадии (не показан) подают в горячий сепаратор 72. Поток 74 кубового продукта горячего сепаратора содержит остаток гидрокрекинга в суспензионной фазе и подается в установку 76 вакуумной перегонки в суспензионной фазе. Поток 78 легкого газофазного продукта из горячего сепаратора можно объединять с потоком 80 тяжелых дистиллятов, извлеченным из установки вакуумной перегонки в суспензионной фазе, и объединенный поток 82 сырья можно объединять с потоком 84 вакуумного газойля, извлеченным из установки вакуумной перегонки сырой нефти, и подавать в качестве сырья в секцию реакции гидрообработки второй стадии, содержащую загруженные катализатором реакторы 86 и 88.

Каталитические реакторы 86 и 88 второй стадии могут содержать секции неподвижного слоя катализатора для комбинированной гидроочистки, гидрокрекинга и доочистки объединенного сырья. Альтернативно, можно использовать отдельные реакторы для различных катализаторов. Необязательно выходящий поток 90 из второго реактора 88 второй стадии можно объединять с потоком 92 фракции среднего дистиллята прямой перегонки из установки атмосферной перегонки сырой нефти и подавать в третий реактор 94 гидрообработки второй стадии, который содержит секцию неподвижного слоя катализатора, для доочистки и гидроочистки потока среднего дистиллята. Рабочая температура реактора второй стадии обычно находится в диапазоне от 300 до 400°С (от 572 до 752°F). Давления реактора второй стадии обычно устанавливают согласно требованиям к давлению для секции реакции первой стадии так, что общее газокомпрессорное оборудование можно использовать для обеих стадий.

Подходящие катализаторы гидроочистки для секции реактора гидрообработки второй стадии обычно состоят из активной фазы, диспергированной на носителе с высокой удельной поверхностью. Активная фаза обычно представляет собой комбинацию металлов групп VIII и VIB в сульфидной форме. Носитель обычно представляет собой гамма-оксид алюминия с различными промоторами, включая элементы групп IIA-VIIA и цеолиты. Размер, форму и структуру пор частиц катализатора оптимизируют для конкретного сырья, которое необходимо обработать.

Подходящие катализаторы гидрокрекинга для реакторов гидрообработки второй стадии могут содержать как функцию крекинга, так и гидрирования и, таким образом, обычно называются двухфункциональными катализаторами. Функция крекинга может обеспечиваться аморфными, аморфными плюс цеолитными или только цеолитными материалами. Функция гидрирования может обеспечиваться материалами, которые подобны катализатору гидроочистки. Эти материалы с функцией крекинга и гидрирования объединяют со связующим для получения частиц катализатора с размером, формой и структурой пор, оптимизированными для конкретного сырья, которое необходимо обработать. Подходящие катализаторы включают обычно используемые в процессах нефтепереработки и специальные одно- или многоцелевые катализаторы. Катализаторы могут располагаться одним слоем, в множестве слоев, скомбинированных в одной реакционной емкости, отдельно в множестве реакторов, или любой комбинацией, в зависимости от требований сырья и желаемого ассортимента продукции.

Подходящие катализаторы могут быть организованы в разнообразных конфигурациях. В одном примере конфигурации варианта осуществления фиг.2 первый реактор 86 второй стадии может содержать два слоя катализатора гидроочистки, второй реактор 88 второй стадии может содержать два слоя катализатора гидрокрекинга, а третий реактор 94 второй стадии может содержать слой катализатора гидроочистки.

Выходящий поток 90 из второго реактора гидрообработки второй стадии или выходящий поток 96 из третьего реактора 94 гидрообработки второй стадии (если используют такой вариант) направляют в сепаратор 98 второй стадии. Газовый поток 100 из сепаратора 98 направляют на извлечение водорода для рециркуляции назад в установку гидрокрекинга в суспензионной фазе, а другие отходящие газы направляют на очистку. Поток 102 жидкого продукта из сепаратора направляют в установку фракционирования продуктов. Поток 104 технологической воды, отводимый из сепаратора, можно направлять в десорбер воды. Кубовый остаток 106 из установки вакуумной перегонки в суспензионной фазе можно рециркулировать назад в суспензионный реактор гидроконверсии первой стадии или можно использовать для других продуктов, таких как битум или асфальт.

Ссылаясь на фиг. 3 увидим, что упрощенная принципиальная схема способа, показывающая другой вариант осуществления установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, показана и может быть пригодна в технологической схеме нефтепереработки, такой как показанная на фиг. 1. Выходящий поток ПО реактора из суспензионного реактора гидроконверсии первой стадии (не показан) подают в горячий сепаратор 112. Поток 114 кубового продукта горячего сепаратора содержит остаток гидрокрекинга в суспензионной фазе и подается в установку вакуумной перегонки в суспензионной фазе (не показана). Поток 116 легкого газофазного продукта из горячего сепаратора можно объединять с потоком 120 тяжелых дистиллятов, извлеченным из установки вакуумной перегонки в суспензионной фазе, и объединенный поток 122 сырья можно объединять с потоком 84 вакуумного газойля, извлеченным из установки вакуумной перегонки сырой нефти, и подавать в качестве сырья в первый реактор 126 гидрообработки второй стадии.

Первый 126 реактор гидрообработки второй стадии может содержать секции неподвижного слоя катализатора для комбинированной гидроочистки, гидрокрекинга и доочистки объединенного сырья. Альтернативно, отдельные реакторы для различных катализаторов можно использовать. Выходящий поток 130 из первого реактора 126 гидрообработки второй стадии направляют в сепаратор 138 секции реакции гидрообработки второй стадии. Необязательно поток 132 фракции среднего дистиллята прямой перегонки из установки атмосферной перегонки сырой нефти подают во второй

реактор 134 гидрообработки второй стадии, который содержит секцию неподвижного слоя катализатора для доочистки и гидроочистки потока среднего дистиллята. Выходящий поток 136 из второго реактора 134 гидрообработки второй стадии (если используют такой вариант) направляют в сепаратор 138 секции реакции гидрообработки второй стадии. Необязательно множество сепараторов секции реакции гидрообработки второй стадии (не показаны) можно размещать независимо или в комбинации для выходящего потока из отдельных реакторов гидрообработки второй стадии.

Газовый поток 140 из сепаратора 138 направляют на извлечение водорода для рециркуляции назад в установку гидрокрекинга в суспензионной фазе, а другие отходящие газы направляют на очистку. Поток 142 жидкого продукта из сепаратора направляют в установку фракционирования продуктов. Поток 144 воды, отводимый из сепаратора, можно направлять в десорбер воды.

Кубовый остаток 146 из установки фракционирования продуктов гидрокрекинга в суспензионной фазе содержит главным образом непревращенную нефть от реакции гидрокрекинга в суспензионной фазе и может подаваться в третий реактор 148 секции реакции гидрообработки второй стадии, который может содержать секции неподвижного слоя катализатора для комбинированного гидрокрекинга и доочистки. Альтернативно, отдельные реакторы для различных катализаторов можно использовать. Выходящий поток 150 из третьего реактора 134 секции реакции гидрообработки второй стадии (если используют такой вариант) направляют в сепаратор 138 второй стадии.

Подходящие катализаторы могут быть организованы в разнообразных конфигурациях. В одном примере, использующем конфигурацию варианта осуществления фиг. 3, первый реактор 126 второй стадии может содержать три слоя последовательно: катализатор гидроочистки, двухфункциональный катализатор гидроочистки/гидрокрекинга и катализатор гидрокрекинга. Второй реактор 134 второй стадии может содержать два слоя последовательно: катализатор гидроочистки и двухфункциональный катализатор гидроочистки/гидрокрекинга. Третий реактор 148 второй стадии может содержать три слоя последовательно: катализатор гидроочистки, катализатор гидрокрекинга и катализатор гидрокрекинга.

Вышеуказанные типичные варианты осуществления и другие варианты осуществления могут быть поняты и станут более очевидными исходя из следующего количественного примера и сравнительных примеров.

Примеры

Компьютерное моделирование материального баланса и выхода продукта процесса нефтепереработки согласно варианту осуществления настоящего изобретения проводят и сравнивают с результатами моделирования двух сравнительных примеров. Для сравнения различных конфигураций реакции гидрокрекинга в технологической схеме нефтепереработки пример 1 представляет собой технологическую схему нефтепереработки только с установкой VCC, сравнительный пример 2 представляет собой технологическую схему нефтепереработки с установками VCC и FCC, а сравнительный пример 3 представляет собой технологическую схему нефтепереработки с установкой замедленного коксования и FCC.

Моделирование проводят для всех трех примеров при помощи следующего сырья и допущений.

Сырье атмосферной колонны для сырой нефти (CDU) представляет собой аравийскую тяжелую нефть. Атмосферная колонна для сырой нефти работает при производительности 173834 баррелей в день на основании максимальной производительности реактора первой стадии 50000 баррелей в день в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе (VCC). Граница отделения фракции для мазута составляет 360°С и имеет содержание углерода 82,1 масс. %. Установка вакуумной перегонки (VDU) работает с границей отделения фракции гудрона при 550°С.

Установка каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC) работает с 65% конверсией вакуумного газойля (VGO), температурой выкипания легкой нафты 121°С и температурой выкипания тяжелой нафты 221°С. Кокс FCC содержит 90 масс. % углерода, газы FCC содержат 57 масс. % углерода, LPG FCC содержат 83 масс. % углерода, а нафта и легкий газойль (LCO) FCC содержат по 84,5 масс. % углерода.

Установка замедленного коксования (DCU) работает с С1-С4 газом, полученным из 11 масс. % сырья. DCU дает кокс, который составляет 34,53 масс. %. Кокс имеет содержание углерода 91 масс. %. Жидкие продукты DCU имеют расчетную плотность смеси 0,900 т/м³ и содержание углерода 85,9 масс. %. Содержание углерода в углеводородных газах составляет 80 масс. %.

Установка гидрокрекинга в суспензионной фазе (VCC) содержит секцию реакции гидроконверсии в суспензионной фазе первой стадии и секцию реакции гидрообработки второй стадии. Секция первой стадии имеет массовую конверсию 83 масс. %. Продукт первой стадии подвергается снижению плотности на 86% как процент относительно плотности сырья первой стадии. Секция второй стадии имеет выход газа 1,5 масс. %. Продукт второй стадии подвергается снижению плотности на 80,1% как процент относительно плотности сырья второй стадии. Жидкие продукты второй стадии имеют содержание углерода 85,9 масс. %. Содержание углерода 50 масс. % в потоке газа второй стадии уравнивает процесс.

Как показано в примерах ниже, пример 1 показывает превосходный выход жидкого продукта и удержание углерода относительно сравнительных примеров.

Пример 1

Данный пример согласно настоящему изобретению моделирует один вариант осуществления упрощенной технологической схемы процесса нефтепереработки, показанной на фиг. 4. Схема процесса нефтепереработки упрощена для компьютерного моделирования и содержит поток 200 сырой нефти, подаваемый в CDU 202. Атмосферный остаток (мазут) или кубовый остаток 204 из CDU подают в VDU 206. Вакуумный остаток (гудрон) 208 подают в секцию 210 гидроконверсии в суспензионной фазе первой стадии в VCC. VGO 212 и продукт 214 первой стадии подают в виде объединенного сырья 216 в секцию 218 реакции гидрообработки второй стадии в VCC. Жидкие продукты 220 извлекают из секции 218 реакции гидрообработки второй стадии. Остаток 222 установки VCC из секции 210 реакции первой стадии принимают как незначительный относительно других потоков. Газы 224 из секции 210 реакции первой стадии извлекают с газами 226 из секции 218 реакции гидрообработки второй стадии и принимают как незначительные относительно других потоков. В таблице 1 указан материальный баланс, выход и удержание углерода для примера 1.

Сравнительный пример 2

Этот сравнительный пример моделирует упрощенную технологическую схему процесса нефтепереработки, показанную на фиг. 5, которая содержит как установку VCC, так и установку FCC. Схема процесса нефтепереработки упрощена для компьютерного моделирования и содержит поток 230 сырой нефти, подаваемый в CDU 232. Атмосферный остаток (мазут) или кубовый остаток 234 из CDU подают в VDU 236. Поток 238 VGO из VDU 236 можно разделять так, что первая часть 240 VGO 238 поступает в установку 242 FCC. Эта технологическая схема учитывает различные продукты установки 242 FCC, включая выжигание 244 кокса, легкие газы 246, LPG 248, нафту 250, LCO 252 и тяжелый остаток 254. Тяжелый остаток 254 объединяется с вакуумным остатком (гудроном) 256 для представления объединенного сырья 258 для секции 260 реакции гидроконверсии первой стадии установки VCC. Продукт 262 первой стадии объединяют со второй частью 264 VGO 238 и LCO 250 в виде объединенного сырья 266 в секцию 268 реакции гидрообработки второй стадии установки VCC. Жидкие продукты 270 извлекают из секции 268 реакции гидрообработки второй стадии. Остаток 272 VCC из секции 260 реакции гидроконверсии первой стадии принимают как незначительный относительно других потоков. Газы 274 из секции 260 реакции гидроконверсии первой стадии извлекают с газами 276 из секции 268 реакции гидрообработки второй стадии и принимают как незначительные относительно других потоков. В таблице 2 указан материальный баланс, выход и удержание углерода для сравнительного примера 2.

Сравнительный пример 3

Этот сравнительный пример моделирует упрощенную технологическую схему процесса нефтепереработки, показанную на фиг. 5, которая содержит как установку замедленного коксования (DCU), так и установку FCC. Схема процесса нефтепереработки упрощена для компьютерного моделирования и содержит поток 280 сырой нефти, подаваемый в CDU 282. Мазут или кубовый остаток 284 из CDU подают в VDU 286. VGO 290 подают в установку 292 FCC. Эта технологическая схема учитывает различные продукты установки FCC, включая выжигание 294 кокса, легкие газы 296, LPG 298, нафту 300, LCO 302 и тяжелый остаток 304. Тяжелый остаток 304 объединяется с гудроном 306 для представления объединенного сырья 308 в DCU 310. Продукты реакции DCU включают газы 312, жидкие продукты 314 и кокс 314. В таблице 3 указан материальный баланс, выход и удержание углерода для сравнительного примера 3.

На основе компьютерного моделирования примера и сравнительных примеров, показанных выше, общий выход жидких продуктов в виде процента относительно мазута (т.е. кубового остатка CDU), подаваемого в VDU, показан для каждого примера в таблице 4 ниже. Удержание углерода в жидких продуктах в виде процента углерода в сырье в VDU показано для каждого примера в таблице 4 ниже. Эти данные показывают известные улучшения, полученные относительно замены установки DCU на установку VCC в обычной технологической схеме нефтепереработки, содержащей установку FCC. Кроме того, данные показывают превосходные результаты, полученные для технологической схемы нефтепереработки, которая содержит только VCC без установки FCC. Следовательно, технологическая схема процесса нефтепереработки согласно идеям настоящего документа может давать выход жидких продуктов более 80%, более 81%, более 84% или предпочтительно более 85% и удержание углерода в жидких продуктах более 85%, более 87% или предпочтительно более 90% относительно получаемого мазута. Эти результаты лучше относительно результатов, полученных когда технологическая схема нефтепереработки содержит установку FCC.

Специалист в данной области техники может оценить другие преимущества и модификации описанных выше вариантов осуществления на основании идей настоящего документа. Однако вышеуказанные варианты осуществления представлены только с целями иллюстрации. Настоящее изобретение определено не вышеуказанным описанием, а формулой изобретения, приложенной к нему.

1. Способ конверсии углеводородов, включающий:

подачу углеводородного сырья в установку атмосферной перегонки для получения продуктов, включающих легкий дистиллят прямой перегонки, средний дистиллят прямой перегонки и кубовый остаток атмосферной перегонки;

подачу кубового остатка атмосферной перегонки в установку вакуумной перегонки для получения продуктов, включающих вакуумный газойль прямой перегонки и вакуумный остаток;

подачу вакуумного остатка в жидкофазный или суспензионный реактор гидроконверсии первой стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции первой стадии;

подачу продуктов реакции первой стадии, среднего дистиллята прямой перегонки и вакуумного газойля прямой перегонки в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе для получения продуктов реакции второй стадии;

подачу продуктов реакции второй стадии в установку фракционирования для получения извлеченных продуктов, включающих топливный газ, извлеченную нафту, извлеченный средний дистиллят и извлеченный непревратившийся вакуумный газойль; и

подачу, по меньшей мере, части извлеченного непревратившегося вакуумного газойля в виде рециркуляционного потока в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе,

причем способ не предусматривает использование установки каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FCC).

2. Способ по п. 1, в котором по существу весь извлеченный непревратившийся вакуумный газойль подают в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе.

3. Способ по любому из пп. 1 или 2, дополнительно предусматривающий подачу легкого дистиллята прямой перегонки с вакуумным газойлем прямой перегонки в секцию реакции гидрообработки второй стадии в установке гидрокрекинга в суспензионной фазе.

4. Способ по любому из пп. 1 или 2, дополнительно предусматривающий подачу легкого дистиллята прямой перегонки, среднего дистиллята прямой перегонки или и того, и другого в реактор гидроочистки для получения гидроочищенных продуктов и подачу гидроочищенных продуктов в установку фракционирования.

5. Способ по п. 4, дополнительно предусматривающий подачу продуктов реакции второй стадии в реактор гидроочистки со средним дистиллятом прямой перегонки для получения объединенных гидроочищенных продуктов и подачу объединенных гидроочищенных продуктов в установку фракционирования.

6. Способ по любому из пп. 1 или 2, дополнительно предусматривающий подачу извлеченного вакуумного газойля в отдельный реактор гидрообработки, и объединение выходящего потока с выходящим потоком из реактора гидроконверсии.

7. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором установка атмосферной перегонки и установка вакуумной перегонки не дают продукты, которые подают в установку коксования.

8. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором установка атмосферной перегонки и установка вакуумной перегонки не дают продукты, которые подают в автономную установку гидрокрекинга газойля.

9. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором мазут и асфальт не получают в качестве продукта.

10. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором нефтяной кокс не получают в качестве продукта.

11. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором извлеченные продукты имеют выход жидких продуктов более 80%, предпочтительно более 85%, относительно количества кубового остатка атмосферной перегонки.

12. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором извлеченные продукты имеют удержание углерода более 85%, предпочтительно более 90%, относительно количества углерода в кубовом остатке атмосферной перегонки.

13. Способ по любому из пп. 1 или 2, в котором углеводородное сырье содержит тяжелую сырую нефть, имеющую удельную массу 0,86 или более или предпочтительно удельную массу 0,88 или более.

14. Комбинированное устройство переработки углеводородов для получения продукционного легкого дистиллята, такого как нафта, и продукционного среднего дистиллята, такого как дизель, причем устройство содержит:

установку атмосферной перегонки, в которую вводится углеводородное сырье;

установку вакуумной перегонки, принимающую первый поток сырья, который представляет собой кубовый остаток атмосферной перегонки из установки атмосферной перегонки;

установку гидрокрекинга в суспензионной фазе, принимающую второй поток сырья, который представляет собой вакуумный остаток из установки вакуумной перегонки и третий поток сырья, который представляет собой средний дистиллят прямой перегонки из установки атмосферной перегонки; и

установку фракционирования, принимающую четвертый поток сырья, содержащий продукт из установки гидрокрекинга в суспензионной фазе, и дающую продукты, включающие продукционную нафту, продукционный дизель;

в котором установка гидрокрекинга в суспензионной фазе содержит секцию реакции гидроконверсии в суспензионной фазе первой стадии, находящуюся в связи с секцией реакции гидрообработки второй стадии, содержащей секцию реактора гидрокрекинга второй стадии и секцию реактора гидроочистки второй стадии, причем секция реакции гидроконверсии в суспензионной фазе первой стадии принимает второй поток сырья, а секция реакции гидрообработки второй стадии принимает третий поток сырья;

в котором установка фракционирования содержит поток непревратившегося вакуумного газойля, рециркулируемый в секцию реактора гидрокрекинга второй стадии;

при условии, что устройство переработки углеводородов не содержит установку каталитического крекинга с взвешенным катализатором.

15. Комбинированное устройство переработки углеводородов по п. 14 при условии, что устройство переработки углеводородов не содержит автономную установку гидрокрекинга газойля.

16. Комбинированное устройство переработки углеводородов по п. 14 или 15 при условии, что устройство переработки углеводородов не содержит автономную установку гидроочистки нафты.

17. Комбинированное устройство переработки углеводородов по любому из пп. 14 и 15 при условии, что устройство переработки углеводородов не содержит автономную установку гидроочистки дизеля.

18. Комбинированное устройство переработки углеводородов по п. 14, в котором установка гидрокрекинга в суспензионной фазе дополнительно содержит секцию реактора гидроочистки второй стадии, находящуюся в связи с установкой фракционирования, причем секция реактора гидроочистки второй стадии принимает четвертый поток сырья из установки атмосферной перегонки и выходящий поток из секции реактора гидрокрекинга второй стадии.