Способ и устройство для гидроизомеризации гидропереработанного потока жидкости

Изобретение относится к способу гидропереработки, включающему: гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки для получения потока выходных продуктов гидропереработки при давлении гидропереработки; разделение указанного потока выходных продуктов гидропереработки в сепараторе для получения потока газов и потока жидкости; отгонку легких газов из указанного потока жидкости для получения потока отогнанного отходящего газа и отогнанного гидропереработанного потока; добавление водорода к указанному отогнанному гидропереработанному потоку; и гидроизомеризацию указанного отогнанного гидропереработанного потока над катализатором гидроизомеризации в присутствии гидроизомеризационного водородного потока при давлении гидроизомеризации, которое меньше давления гидропереработки, причем указанную реакцию гидропереработки осуществляют при давлении, которое по меньшей мере на 1,4 МПа (200 фунтов/кв. дюйм) выше, чем давление реакции гидроизомеризации, причем указанный гидроизомеризационный водородный поток не находится в контуре рециркуляционного газа, который включает в себя компрессор рециркуляционного газа, который подает поток газообразного водорода в указанный реактор гидропереработки. Также изобретение относится к устройству. Предлагаемое изобретение является более эффективным. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Право приоритета

Настоящая заявка испрашивает приоритет по заявке на патент США № 15/630414, поданной 22 июня 2017 г., содержание которой полностью включено в настоящий документ путем ссылки.

Область изобретения

Область изобретения относится к гидроизомеризации гидропереработанного потока жидкости.

Предпосылки создания изобретения

Гидропереработка может включать в себя способы, которыми в присутствии катализатора гидропереработки и водорода превращают углеводороды в более ценные продукты.

Гидроочистка представляет собой способ гидропереработки, используемый для удаления гетероатомов, таких как сера и азот, из потоков углеводородного сырья для обеспечения соответствия техническим характеристикам топлива и для насыщения олефиновых или ароматических соединений. Гидроочистку можно проводить при высоких или низких значениях давления, но ее обычно проводят при более низком давлении по сравнению с гидрокрекингом. Гидрокрекинг представляет собой способ гидропереработки, которым в присутствии водорода и катализатора гидрокрекинга расщепляют углеводороды на углеводороды с меньшей молекулярной массой. Гидроизомеризация или депарафинизация представляет собой способ гидропереработки, который увеличивает разветвление алкила на углеводородной цепи в присутствии водорода и катализатора гидроизомеризации для улучшения свойств хладотекучести углеводородов.

Потоки дизельного топлива должны соответствовать требованиям к свойствам хладотекучести, особенно при использовании топлива зимой. Одним из свойств хладотекучести является «температура потери текучести», которая представляет собой температуру, при которой углеводородный поток становится полутвердым и теряет текучие характеристики. Высокая температура потери текучести, как правило, связана с повышенным стандартным содержанием парафина или стандартным содержанием парафина с большим количеством углеродных атомов. Другим свойством хладотекучести является «температура помутнения», что обозначает, что углеводородный поток становится мутным из-за воска в нем, охлажденного ниже определенной температуры. «Точка закупорки холодного фильтра» дизельного топлива представляет собой температуру, при которой из-за застывших восков происходит забитие топливных фильтров и инжекторов в двигателях. Воск может также накапливаться на холодных поверхностях, например на трубопроводе или трубке теплообменника, и образовывать эмульсию с водой.

При гидрокрекинге газойля требования к свойствам хладотекучести для дизельного продукта могут ограничивать получаемый выход дизельного топлива из-за потребности в более низкой точке отсечки дизельной фракции. Существует потребность в уменьшении значения температуры для свойства хладотекучести дизельного продукта без понижения точки отсечки дизельной фракции для сохранения большего выхода дизельного топлива. Этого можно добиться путем добавления блока гидроизомеризации для снижения значений температур для свойства хладотекучести без понижения точки отсечки дизельной фракции. Гидроочищенное дизельное топливо может также быть гидроизомеризовано для улучшения свойств хладотекучести.

Свойства хладотекучести, как правило, становятся проблемой в зимние месяцы при пониженных температурах окружающей среды. Следовательно, реактор гидроизомеризации в незимние месяцы может быть остановлен, поскольку отсутствует необходимость в улучшении свойств хладотекучести. Размещение катализатора гидроизомеризации в реакторе с другим катализатором гидропереработки может привести к ухудшению или снижению эффективности катализатора гидропереработки. Для размещения катализатора гидроизомеризации в отдельном реакторе в контуре высокого давления необходимо отключать реактор гидроизомеризации в летние месяцы. Однако процедура отключения является сложной, и для отключения требуются запорные клапаны высокого давления и сложный контур сброса давления.

Таким образом, существует постоянная потребность в улучшенных способах и устройствах для гидропереработки и гидроизомеризации углеводородных потоков.

Краткое описание изобретения

Реактор гидроизомеризации расположен в секции низкого давления ниже по направлению движения потока от блока гидропереработки высокого давления. Реактор гидроизомеризации можно легко отключать в более теплые месяцы при наличии менее строгих требований к свойствам хладотекучести. Реактор гидроизомеризации также работает при более низком давлении по сравнению с реактором гидропереработки, что требует меньших капитальных и эксплуатационных расходов.

Краткое описание графических материалов

На фиг. 1 представлен схематический рисунок блока гидроочистки с реактором гидроизомеризации ниже по направлению движения потока от секции фракционирования.

На фиг. 2 схематически изображен блок гидрокрекинга с реактором гидроизомеризации ниже по направлению движения потока от секции фракционирования.

Определения

Термин «сообщение» означает, что между перечисленными компонентами функционально допустимо протекание материала.

Термин «сообщение вниз по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, протекающего в рассматриваемый объект, который находится в сообщении вниз по потоку, может функционально протекать от объекта, с которым он сообщается.

Термин «сообщение вверх по потоку» означает, что по меньшей мере часть материала, протекающего из рассматриваемого объекта, который находится в сообщении вверх по потоку, может функционально протекать к объекту, с которым он сообщается.

Термин «непосредственное сообщение» означает, что поток из расположенного выше по потоку компонента поступает в расположенный по потоку компонент, не претерпевая изменений состава, вызванных физическим фракционированием или химическим превращением.

Термин «обход» означает, что объект не находится в сообщении вниз по потоку с рассматриваемым объектом обхода, по меньшей мере в объеме обхода.

При использовании в настоящем документе термин «обогащенный компонентом поток» означает, что богатый поток, выходящий из сосуда, имеет более высокую концентрацию компонента, чем подаваемый в сосуд поток.

При использовании в настоящем документе термин «обедненный компонентом поток» означает, что обедненный поток, выходящий из сосуда, имеет меньшую концентрацию компонента, чем подаваемый в сосуд поток.

Термин «колонна» означает ректификационную колонну или колонны для разделения одного или более компонентов разной летучести. Если не указано иное, в состав каждой колонны входит конденсатор в верхней части колонны для конденсации и возврата части потока верхнего продукта в качестве орошения обратно в верхнюю часть колонны и нагреватель на дне колонны для испарения и направления части потока нижнего продукта обратно в нижнюю часть колонны. Поглотительные и промывные колонны не имеют конденсатора в верхней части колонны для конденсации и возврата части верхнего потока в качестве орошения обратно в верхнюю часть колонны и нагревателя на дне колонны для испарения и направления части потока кубового продукта обратно в нижнюю часть колонны. Входные потоки колонн могут быть предварительно нагреты. Верхнее давление представляет собой давление верхнего пара на выпускном паровом отверстии колонны. Температура нижнего продукта представляет собой температуру на выпускном отверстии жидкого кубового продукта колонны. Если не указано иное, ссылка на трубопроводы верхнего продукта и трубопроводы нижнего продукта относится к отводным трубопроводам колонны после орошения или нагрева с возвратом в колонну. В отгоночных колоннах, как правило, отсутствует нагреватель на дне колонны, а необходимый нагрев и движущую силу для разделения обеспечивает псевдоожиженная инертная среда, такая как пар.

В настоящем документе термин «истинная точка кипения» (TBP) означает способ тестирования для определения точки кипения материала, который соответствует стандарту ASTM D-2892 по производству сжиженного газа, дистиллятных фракций и кубового остатка стандартизованного качества, с которыми можно получить аналитические данные, и определение выходов указанных выше фракций как по массе, так и по объему, на основании которых строят зависимость температуры от массовой доли дистиллята, используя колонну с пятнадцатью теоретическими тарелками и коэффициент орошения 5 : 1.

В настоящем документе термин «начальная точка кипения» (IBP) означает температуру, при которой образец начинает кипеть по стандарту ASTM D86.

В настоящем документе термин «T5» или «T95» означает температуру, при которой, сообразно ситуации, кипят соответственно 5 объемных процентов или 95 объемных процентов образца по стандарту ASTM D-86.

Используемый в настоящем документе термин «точка отсечки дизельной фракции» относится к диапазону температур от 343°C (650°F) до 399°C (750°F) при использовании способа дистилляции TBP.

Используемый в настоящем документе термин «диапазон кипения дизельного топлива» подразумевает углеводороды, кипящие при IBP в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F) и точке отсечки дизельной фракции при использовании способа дистилляции TBP.

В настоящем документе термин «превращение дизельного топлива» означает превращение сырья в материал, который кипит в точке отсечки дизельной фракции в диапазоне кипения дизельного топлива или ниже.

В настоящем документе термин «диапазон кипения керосина» подразумевает углеводороды, кипящие при IBP в диапазоне от 120°C (248°F) до 150°C (302°F) и точкой отсечки керосиновой фракции в диапазоне от 132°C (270°F) до 260°C (500°F) при использовании способа дистилляции TBP.

В настоящем документе термин «сепаратор» означает сосуд, который имеет впускное отверстие и по меньшей мере выпускное отверстие верхнего пара и выпускное отверстие жидкого кубового продукта и который может также иметь выпускное отверстие водного потока из отстойника. Испарительный барабан представляет собой тип сепаратора, который может находиться в сообщении вниз по потоку с сепаратором, причем последний может работать при более высоком давлении.

В настоящем документе термин «превалирующий» или «преобладающий» означает более 50%, предпочтительно более 75% и предпочтительно более 90%.

Подробное описание

Данный способ и устройство предусматривают расположение реактора гидроизомеризации ниже по направлению движения потока от блока гидропереработки. Реактор гидроизомеризации может быть перемещен ниже по направлению движения потока от отгоночной колонны в секцию пониженного давления в схеме потока. Предпочтительными являются реакции гидроизомеризации при более низком давлении, поэтому использование гидроизомеризации вне секции гидропереработки высокого давления является преимуществом. Все характеристики продукта, такие как цвет дизельного топлива, цетан, API, концентрации серы и азота, все еще могут быть обеспечены, поскольку выше по направлению движения потока реактор гидроочистки или гидрокрекинга работают при гораздо более высоком парциальном давлении водорода. Работа реактора гидроизомеризации при низком давлении снижает капитальные и эксплуатационные расходы. Реакторы гидропереработки могут быть полностью загружены катализатором гидропереработки без присоединения объема к катализатору гидроизомеризации, который вместо этого загружают в специальный реактор, расположенный ниже по направлению движения потока. Снижение температуры потери текучести на 20–25 градусов Цельсия может быть достигнуто при разумной длине цикла, которая либо совпадает с длиной цикла для расположенного выше по направлению движения потока реактора гидропереработки, либо превышает ее.

На фиг. 1 блок 10 гидропереработки для гидропереработки углеводородов содержит блок 12 гидроочистки, секцию 14 разделения, секцию 20 извлечения продукта и блок 110 гидроизомеризации. Поток углеводородов в трубопроводе 16 углеводородов и поток водорода в трубопроводе 18 водорода подают на установку 12 гидроочистки. Выходной продукт гидропереработки разделяют в секции 14 разделения и фракционируют в секции 20 извлечения продукта.

Рециркуляционный поток водорода в трубопроводе 28 рециркуляционного водорода может быть дополнен подпиточным потоком водорода из трубопровода 22 для обеспечения потока водорода в трубопроводе 18 водорода. Поток водорода можно соединять с потоком углеводородов в трубопроводе 16 с получением потока углеводородного сырья в трубопроводе 23. Поток углеводородного сырья в трубопроводе 23 можно нагревать в огневом подогревателе и подавать в реактор гидропереработки, который представляет собой реактор 24 гидроочистки. Поток углеводородного сырья подвергают гидропереработке в реакторе гидропереработки, который представляет собой реактор 24 гидроочистки. В частности, поток углеводородного сырья подвергают гидроочистке в реакторе 24 гидроочистки.

В одном аспекте описанные в настоящем документе способ и устройство особенно полезны для гидроочистки потока углеводородного сырья, содержащего сырье, кипящее в диапазоне кипения дизельного топлива. Предпочтительные сырьевые продукты включают в себя прямогонное дизельное топливо из включающей сырую нефть колонны, которая может содержать материалы, кипящие в диапазоне кипения керосина. Подходящим сырьем для способа может также быть сырье, кипящее в диапазоне кипения керосина. Сырье можно называть исходным дистиллятом.

Гидроочистка представляет собой способ, с помощью которого водород приводят в контакт с углеводородом в присутствии подходящих катализаторов, которые преимущественно проявляют активность в отношении удаления гетероатомов, таких как сера и азот, а также металлов из углеводородного сырья. В процессе гидроочистки углеводороды, имеющие двойные и тройные связи, могут превращаться в насыщенные соединения. Ароматические углеводороды могут также быть насыщенными. Некоторые способы гидроочистки специально разработаны для насыщения ароматических углеводородов. Соответственно, термин «гидропереработка» в настоящем документе включает в себя термин «гидроочистка».

Реактор 24 гидроочистки может представлять собой реактор с неподвижным слоем, который содержит один или более сосудов, один или множество слоев катализатора в каждом сосуде и различные комбинации катализатора гидроочистки в одном или более сосудах. Предполагается, что реактор 24 гидроочистки будет работать в режиме непрерывной жидкой фазы, в котором объем жидкого углеводородного сырья превышает объем газообразного водорода. Реактор 24 гидроочистки может также работать в стандартном режиме непрерывной газовой фазы, режиме подвижного слоя или псевдоожиженного слоя реактора гидроочистки. Реактор 24 гидроочистки может обеспечивать превращение на один проход от 10 до 30 об.%.

Реактор 24 гидроочистки может содержать защитный слой катализатора гидроочистки, за которым следуют один или более слоев катализатора гидроочистки более высокого качества. Защитный слой отфильтровывает твердые частицы и собирает загрязняющие вещества, такие как металлы типа никеля и ванадия, кремния и мышьяка, «отравляющие» катализатор, из потока углеводородного сырья. Защитный слой может содержать материал, аналогичный катализатору гидроочистки. На межстадийном участке между слоями катализатора в реакторе 24 гидроочистки можно подавать дополнительный водород.

Подходящими катализаторами гидроочистки являются любые известные стандартные катализаторы гидроочистки, и они включают в себя те, которые состоят из по меньшей мере одного металла VIII группы, предпочтительно железа, кобальта и никеля, более предпочтительно кобальта и/или никеля, и по меньшей мере одного металла VI группы, предпочтительно молибдена и вольфрама, на материале-носителе с высокой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают в себя цеолитные катализаторы, а также катализаторы из благородных металлов, причем благородный металл выбран из палладия и платины. В объем способов, описанных в настоящем документе, входят более одного вида катализаторов гидроочистки, которые можно использовать в одном и том же реакторе 24 гидроочистки. Металл VIII группы обычно присутствует в количестве в диапазоне от 2 до 20 мас.%, предпочтительно от 4 до 12 мас.%. Металл VI группы обычно присутствует в количестве в диапазоне от 1 до 25 мас.%, предпочтительно от 2 до 25 мас.%.

Предпочтительные условия реакции гидроочистки включают в себя температуру от 290°C (550°F) до 455°C (850°F), приемлемо от 316°C (600°F) до 427°C (800°F) и предпочтительно от 343°C (650°F) до 399°C (750°F), давление от 4,1 МПа (изб.) (600 фунтов/кв. дюйм изб.) до 11,0 МПа (изб.) (1600 фунтов/кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости свежего углеводородного сырья от 0,1 час^-1, приемлемо от 0,5 час^-1 до 5 час^-1, предпочтительно от 1,5 до 4 час^-1, и расход водорода от 84 Нм³/м³ (500 ст. куб. фт./барр. н.) до 1011 Нм³/м³ нефти (6000 ст. куб. фт./барр. н.), предпочтительно от 168 Нм³/м³ нефти (1000 ст. куб. фт./барр. н.) до 674 Нм³/м³ нефти (4000 ст. куб. фт./барр. н.), при наличии катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.

Реактор 24 гидроочистки обеспечивает поток выходных продуктов гидропереработки, который выходит из реактора 24 гидроочистки в трубопровод 26 выходных продуктов гидропереработки. Поток выходных продуктов гидропереработки содержит материал, который будет разделен в секции 14 разделения, содержащей один или более сепараторов, на поток гидроочищенной жидкости и поток гидроочищенных газов. Секция 14 разделения находится в сообщении вниз по потоку с реактором 24 гидроочистки.

Поток выходных продуктов гидропереработки в трубопроводе 26 выходных продуктов гидропереработки может в одном аспекте быть подвергнут теплоообмену с потоком углеводородного сырья в трубопроводе 16 для охлаждения перед поступлением в горячий сепаратор 32. Горячий сепаратор 32 разделяет поток продуктов гидроочистки с получением углеводородного потока горячих газов в трубопроводе 34 верхнего продукта и углеводородного потока горячей жидкости в трубопроводе 36 кубового продукта. Горячий сепаратор 32 может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 24 гидроочистки. Горячий сепаратор 32 работает при температуре от 177°C (350°F) до 371°C (700°F) и предпочтительно работает при температуре от 232°C (450°F) до 315°C (600°F). Горячий сепаратор 32 может работать при несколько меньшем давлении по сравнению с реактором 24 гидроочистки в силу падения давления на промежуточном оборудовании между ними. Горячий сепаратор может работать при давлениях, близких к давлению в реакторе 24 гидроочистки, за вычетом механических потерь. Жидкий углеводородный поток 36 горячей жидкости может иметь температуру, равную рабочей температуре горячего сепаратора 32.

Поток горячих газов в трубопроводе 34 верхнего продукта можно охлаждать перед подачей в холодный сепаратор 38. Вследствие реакций, протекающих в реакторе 24 гидроочистки, в котором из сырья удаляют азот, хлор и серу, происходит образование аммиака и сероводорода. При характерной температуре аммиак и сероводород объединяются с образованием дисульфида аммония, а аммиак и хлор объединяются с образованием хлорида аммония. Каждое соединение имеет характерную температуру сублимации, из-за чего соединение может осаждаться на поверхности оборудования, в особенности теплообменного оборудования, нарушая его работу. Для предотвращения такого осаждения солей типа дисульфида аммония или хлорида аммония в трубопроводе 34, обеспечивающем транспорт потока горячих газов, в трубопровод 34 до охладителя можно добавлять подходящее количество промывочной воды в том месте трубопровода 34, где температура превышает характерную температуру сублимации любого соединения.

Поток горячих газов можно разделять в холодном сепараторе 38 с получением потока холодных газов, содержащего обогащенный водородом поток газов в трубопроводе 40 верхнего продукта и поток холодной жидкости в трубопроводе 42 холодного кубового продукта. Холодный сепаратор 38 служит для отделения водорода от углеводорода в выходном продукте гидроочистки для рециркуляции в реакторе 24 гидроочистки в трубопроводе 40 холодного верхнего продукта. Поэтому холодный сепаратор 38 находится в сообщении вниз по потоку с трубопроводом 34 верхнего продукта горячего сепаратора 32 и реактором 24 гидроочистки. Холодный сепаратор 38 может работать при температуре от 100°F (38°C) до 150°F (66°C), приемлемо от 115°F (46°C) до 145°F (63°C), и давлении немного ниже давления в реакторе 24 гидроочистки и горячем сепараторе 32 в силу падения давления на промежуточном оборудовании между ними для удержания водорода и легких газов в потоке верхнего продукта и обычно жидких углеводородов в потоке кубового продукта. Холодный сепаратор 38 может также иметь отстойник для сбора водной фазы. Поток холодной жидкости может иметь температуру, равную рабочей температуре холодного сепаратора 38.

Можно сбрасывать давление углеводородного горячего потока жидкости в трубопроводе 36 горячего кубового продукта и отгонять его в качестве горячего потока выходного продукта гидроочистки в отгоночной колонне 60. В аспекте можно сбрасывать давление потока горячей жидкости в трубопроводе 36 горячего кубового продукта и отгонять его в горячем испарительном барабане (не показан) для снижения давления потока горячей жидкости в трубопроводе 36.

В аспекте поток холодной жидкости в трубопроводе 42 холодного кубового продукта отгоняют в качестве холодного потока выходного продукта гидроочистки в отгоночной колонне 60. В дополнительном аспекте можно сбрасывать давление потока холодной жидкости и отгонять его в холодном испарительном барабане (не показан) для снижения давления потока холодной жидкости в трубопроводе 42 кубового продукта. Холодный водный поток можно удалять из отстойника холодного сепаратора 38.

Поток холодных газов в трубопроводе 40 верхнего продукта имеет большое содержание водорода. Таким образом, водород из потока холодных газов можно использовать повторно. Поток холодных газов в трубопроводе 40 верхнего продукта можно пропускать через тарельчатую или набивную газопромывную рециркуляционную колонну 56, в котором его промывает очищающая экстрагирующая жидкость, такая как водный раствор амина, для удаления кислых газов, включая сероводород, путем их экстракции в водный раствор. В газопромывной рециркуляционной колонне 56 поток холодных газов поступает в газопромывную рециркуляционную колонну 56 через впускное отверстие вблизи дна и протекает вверх, в то время как поток обедненного амина в трубопроводе растворителя поступает в отгоночную промывную колонну через впускное отверстие вблизи верха и протекает вниз. Предпочтительные обедненные амины включают в себя алканоламины DEA, MEA и MDEA. Вместо предпочтительных аминов или в дополнение к ним можно использовать и другие амины. Отработанную очищающую жидкость из нижней части колонны можно регенерировать и направлять обратно в промывную колонну 56 рециклового газа. Очищенный обогащенный водородом поток вытекает из скруббера через трубопровод верхнего продукта 58 и может быть сжат в рециркуляционном компрессоре с получением рециркуляционного потока водорода в трубопроводе 28 рециркуляции. Рециркуляционный поток водорода в трубопроводе 28 рециркуляции может быть дополнен подпиточным потоком водорода в трубопроводе 22 подпитки с получением потока водорода в трубопроводе 18 водорода. Часть материала в трубопроводе 28 может быть направлена к выпускным отверстиям промежуточных слоев катализатора в реакторе 24 гидроочистки для управления температурой на входе следующего слоя катализатора (не показан).

Секция 20 извлечения продукта может включать в себя отгоночную колонну 60. Отгоночная колонна 60 может находиться в сообщении вниз по потоку с трубопроводом кубового продукта в секции 14 разделения. Например, отгоночная колонна 60 может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 24 гидроочистки, трубопроводом 36 горячего кубового продукта и/или трубопроводом 42 холодного кубового продукта. В одном аспекте отгоночная колонна 60 может состоять из двух отгоночных колонн. Отгоночная колонна 60 может находиться в непосредственном сообщении вниз по потоку с трубопроводом 42 холодного кубового продукта для отгонки всего холодного потока жидкости для гидроочистки. Отгоночная колонна 60 может находиться в непосредственном сообщении вниз по потоку с трубопроводом 36 горячего кубового продукта для отгонки всего горячего потока жидкости для гидроочистки, причем он горячее холодного потока жидкости для гидроочистки. Поток горячей жидкости для гидроочистки горячее потока холодной жидкости для гидроочистки на по меньшей мере 25°C и предпочтительно на по меньшей мере 50°C.

Поток холодной жидкости для гидроочистки можно нагревать и подавать в отгоночную колонну 60 в месте, которое может находиться в верхней половине отгоночной колонны 60. Горячий поток выходного продукта гидроочистки можно нагревать и подавать в отгоночную колонну 60 в месте, которое может находиться в нижней половине отгоночной колонны 60. Из холодного потока выходного продукта гидроочистки и горячего потока выходного продукта гидроочистки, каждый из которых содержит по меньшей мере часть потока выходного продукта гидроочистки, можно отгонять легкие газы в отгоночной колонне 60 с нагревателем 64. Нагреватель 64 принимает часть нижнего потока 66 по трубопроводу 68 повторного испарения, повторно испаряет ее и возвращает обратно в нижнюю часть отгоночной колонны 60. Инертный газ, такой как пар из трубопровода с отгоночной средой, предпочтительно не используют для предотвращения добавления воды в отгоночную колонну и кубовый продукт в трубопроводе 68. Повторно испаренный поток в трубопроводе 66 может содержать не более 1 мас.% воды. Нагреватель 64 может представлять собой огневой подогреватель или теплообменник. Отгоночная колонна 60 обеспечивает подачу отбираемого с верха колонны потока отходящего газа из лигроина, водорода, сульфида водорода, пара и других газов в трубопровод верхнего продукта отгоночной колонны 62. Отгоночная колонна 60 отгоняет легкие газы от потока горячей жидкости и/или потока холодной жидкости для получения отогнанного потока отходящего газа и отогнанного гидроочищенного потока в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта.

По меньшей мере часть отбираемого с верха колонны потока отогнанного отходящего газа может быть сконденсирована и отделена в приемнике 72. Отходящий трубопровод 74 верхнего конечного продукта отгоночной колонны от приемника 72 переносит конечный отогнанный поток отходящего газа. Отгоночная колонна может работать с полным орошением так, что весь конденсированный материал может быть возвращен в качестве орошения обратно в колонну. В альтернативном варианте осуществления нестабилизированный жидкий лигроин из кубового продукта приемника 72 можно разделять на часть для орошения, направляемую в качестве орошения в верхнюю часть отгоночной колонны 60, и отогнанный жидкий поток верхнего продукта, который можно использовать повторно, однако отогнанный жидкий поток верхнего продукта не показан. Из отстойника приемника 72 верхнего продукта можно собирать поток кислой воды (не показан).

Отгоночная колонна 60 может работать при кубовой температуре в диапазоне от 160°C (320°F) до 360°C (680°F) и верхнем давлении от 0,35 МПа (изб.) (50 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно 0,70 МПа (изб.) (100 фунтов/кв. дюйм изб.), до 2,0 МПа (изб.) (300 фунта/кв. дюйм изб.). Температура в приемнике 72 верхнего продукта составляет от 38°C (100°F) до 66°C (150°F), а давление по существу совпадает с давлением верхнего продукта отгоночной колонны 60.

Как правило, отогнанный гидропереработанный поток в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта содержит преимущественно материал, кипящий в диапазоне кипения дизельного топлива, поскольку сырье в блоке 24 гидроочистки преимущественно кипит в диапазоне кипения дизельного топлива. Однако, когда подаваемый в реактор 24 гидроочистки поток представляет собой преимущественно керосиновый поток, отогнанный гидроочищенный поток в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта содержит преимущественно материал диапазона кипения керосина. Отогнанный гидроочищенный поток может иметь конечную точку кипения в диапазоне от 343°C (650°F) до 399°C (750°F) и может иметь IBP в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F).

В более холодные месяцы может потребоваться улучшение свойств хладотекучести дистиллята в отогнанном гидропереработанном потоке в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта для соответствия требованиям в зимних условиях. Впоследствии отогнанный гидропереработанный поток дистиллята обрабатывают в блоке 110 гидроизомеризации. Клапан на трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта открывают для обеспечения прохождения канала в блок 110 гидроизомеризации, а отогнанный гидроочищенный поток дистиллята в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта дополняют гидроизомеризационным водородным потоком, взятым из подпиточного потока газа в трубопроводе 76 гидроизомеризационного водорода. Гидроизомеризационный водородный поток можно нагревать в паровом нагревателе (не показан) для доведения температуры отогнанного гидропереработанного потока дистиллята. Отогнанный гидропереработанный поток дистиллята, смешанный с гидроизомеризационным водородным потоком, можно подвергать теплообмену с гидроизомеризованными выходными продуктами в трубопроводе 78 гидроизомеризованных продуктов и подавать в реактор 80 гидроизомеризации. Гидроизомеризационный водородный поток не находится в петле рециркуляционного газа, которая включает в себя компрессор 44 рециркуляционного газа, так что давление в реакторе 80 гидроизомеризации может быть уменьшено относительно давления в расположенном выше по потоку реакторе гидропереработки.

Отогнанный гидропереработанный поток, содержащий дистиллят, гидроизомеризуют над слоем катализатора гидроизомеризации в присутствии гидроизомеризационного водородного потока для получения гидроизомеризованного потока. В реакторе 80 гидроизомеризации показан только один слой гидроизомеризационного катализатора, однако в реакторе 80 гидроизомеризации могут быть размещены дополнительные слои гидроизомеризационного катализатора.

Гидроизомеризационный катализатор может содержать несвязанный пористый одномерный цеолит из 10-членных колец в комбинации с огнеупорным связующим с низкой площадью поверхности на основе оксида металла, причем каждый из них выбран для получения высокого соотношения площади поверхности микропор к общей площади поверхности. В альтернативном варианте осуществления цеолит имеет низкое соотношение оксида кремния и оксида алюминия. Подходящие катализаторы включают в себя пористые цеолиты из 10-членных колец, такие как EU-1, ZSM-35 (или феррьерит), ZSM-11, ZSM-57, NU-87, SAPO-11 и ZSM-22. Предпочтительными материалами являются EU-2, EU-11, ZBM-30, ZSM-48 или ZSM-23. Наиболее предпочтительным является ZSM-48. Следует отметить, что цеолит, имеющий структуру ZSM-23 с соотношением оксида кремния и оксида алюминия от 20 : 1 до 40 : 1, иногда может упоминаться как SSZ-32. Другие молекулярные сита, которые изоструктурны с вышеуказанными материалами, включают в себя Theta-l, NU-10, EU-13, KZ-1 и NU-23.

Гидроизомеризационный катализатор может дополнительно включать в себя металлические компоненты гидрогенизации, например металл группы VI или группы VIII, и, соответственно, благородный металл группы VIII. Металлический компонент гидрогенизации, как правило, представляет собой металл группы VI и/ли группы VIII. Металлический компонент гидрогенизации может представлять собой благородный металл группы VIII. Металлический компонент гидрогенизации предпочтительно представляет собой комбинацию неблагородного металла группы VIII с металлом группы VI. Подходящие комбинации могут включать в себя никель, кобальт или железо с молибденом или вольфрамом, предпочтительно никель с молибденом или вольфрамом.

Металлический компонент гидрогенизации можно добавлять к катализатору любым удобным способом. Использование возникающей смачиваемости является одним из способов добавления металлического компонента гидрогенизации. Например, после объединения цеолита и связующего вещества комбинированный цеолит и связующее вещество можно экструдировать в частицы катализатора. Затем эти частицы катализатора можно подвергать воздействию раствора, содержащего подходящий металл-предшественник. В альтернативном варианте осуществления к катализатору можно добавлять металл посредством ионного обмена, в котором перед экструзией в смесь цеолита (или цеолита и связующего) добавляют металл-предшественник.

Количество металла в катализаторе может составлять по меньшей мере от 0,1 мас.% до 10 мас.% в расчете на катализатор. Гидроизомеризационные катализаторы предпочтительно имеют низкое соотношение оксида кремния и оксида алюминия. В различных вариантах осуществления соотношение оксида кремния и оксида алюминия может составлять от 30 : 1 до 200 : 1, от 60 : 1 до 110 : 1 или от 70 : 1 до 100 : 1. Гидроизомеризационные катализаторы могут также включать в себя необязательное связующее, имеющее низкую площадь поверхности, такую как 100 м²/г или менее, или 80 м²/г или менее, или 70 м²/г или менее. Цеолит можно комбинировать со связующим, начиная с порошков и цеолита, и связующего, объединяя и смешивая порошки с добавлением воды для образования смеси, а затем осуществлять экструзию смеси с получением связанного катализатора желательного размера. Экструзионные добавки можно также использовать для изменения свойств экструзионного потока цеолита и связующей смеси. Объем основы глинозема в катализаторе может находиться в диапазоне от 0,1 до 3,33 мас.% или от 0,1 до 2,7 мас.%, или от 0,2 до 2 мас%, или от 0,3 до 1 мас %.

Условия технологического процесса в реакторе гидроизомеризации могут включать в себя температуру от 200 до 450°C, приемлемо от 250 до 400°C и предпочтительно от 250 до 350°C, давление от 1,7 МПа (250 фунтов/кв. дюйм изб.) до 3,1 МПа (450 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно от 2,1 МПа (300 фунтов/кв. дюйм изб.) до 2,8 МПа (400 фунтов/кв. дюйм изб.), парциальное давление водорода от 1,5 МПа (218 фунтов/кв. дюйм изб.) до 3 МПа (435 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно от 1,7 МПа (250 фунтов/кв. дюйм изб.) до 2,6 МПа (380 фунтов/кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости от 1 до 4 об./об./ч, предпочтительно от 2 до 3 об./об./ч, расход циркуляции водорода от 35,6 Нм³/м³ (200 ст. куб. фт./барр. н.) до 200 Нм³/м³ (1150 ст. куб. фт./барр. н.), предпочтительно от 80 Нм³/м³ (450 ст. куб. фт./барр. н.) до 150 Нм³/м³ (850 ст. куб. фт./барр. н.). Способ гидроизомеризации проводят при более низком давлении, чем способ гидропереработки, из-за преимуществ поддержания реакций гидроизомеризации при более низком давлении. В одном аспекте реакция гидропереработки проходит при давлении, которое по меньшей мере на 1,4 МПа (200 фунтов на кв. дюйм) больше, чем для реакции гидроизомеризации. В дополнительном аспекте реакция гидропереработки проходит при давлении, которое по меньшей мере на 2,1 МПа (300 фунтов на кв. дюйм) больше, чем для реакции гидроизомеризации. Поскольку реактор гидроизомеризации работает при низком давлении, он может быть изготовлен из низкосортной стали, такой как 1,25 Cr/0,5 Mo.

В более теплые месяцы при менее жестких требованиях к хладотекучести отогнанный гидропереработанный поток в трубопроводе 70 может обходить реактор 80 гидроизомеризации по обходному трубопроводу 82 с открытым на нем клапаном и закрытым клапаном на трубопроводе 70 кубового продукта. При обходе реактор 80 изомеризации может быть остановлен, при этом поступление отогнанного гидропереработанного потока в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта в реактор 80 гидроизомеризации прекращается. Обходной трубопровод 82 может находиться в сообщении вниз по потоку с отгоночной колонной 60, но не в сообщении вверх по потоку с указанным реактором 80 гидроизомеризации для обходного пропускания отогнанного гидропереработанного потока жидкости вокруг реактора гидроизомеризации.

Эти клапаны также могут быть отрегулированы таким образом, чтобы обеспечивать поступление в зависимости от обстоятельств большего или меньшего количества отогнанного гидропереработанного дистиллята по трубопроводу 70 в реактор 80 гидроизомеризации.

Гидроизомеризованный выходной продукт в трубопроводе 78 гидроизомеризованных выходных продуктов может быть подвергнут теплообмену с отогнанным гидропереработанным потоком жидкости в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта для охлаждения, может быть дополнительно охлажден и подан на горячий сепаратор 84 гидроизомеризации для обеспечения гидроизомеризованного потока пара в трубопроводе горячего верхнего продукта гидроизомеризации и гидроизомеризованного потока жидкости в трубопроводе 88 горячего кубового продукта гидроизомеризации. Горячий сепаратор гидроизомеризации работает при том же давлении, что и реактор гидроизомеризации, и при температуре от 100 до 150°C. Гидроизомеризованный поток пара дополнительно охлаждают и направляют в холодный сепаратор 90 гидроизомеризации, который, как правило, работает при температуре окружающей среды предпочтительно от 25 до 50°C, предпочтительно от 30 до 40°C.

Холодный сепаратор 90 гидроизомеризации разделяет поток гидроизомеризованного пара в трубопроводе 86 горячего верхнего продукта гидроизомеризации на холодный поток пара гидроизомеризации, содержащий неизрасходованный газообразный водород в трубопроводе 92 холодного верхнего продукта дизельного топлива, и поток гидроизомеризованного лигроина в трубопроводе 94 кубового продукта, который может быть направлен на фракционирование, например, в колонну дебутанизации, для получения высокооктанового лигроина, или может быть направлен в восходящий поток отогнанного отходящего газа в отходящем трубопроводе 74 конечного верхнего продукта отгоночной колонны. Холодный поток пара гидроизомеризации может быть направлен в компрессор подпиточного газа для повторного использования неизрасходованного водорода.

Гидроизомеризованный поток жидкости в трубопроводе 88 горячего кубового продукта гидроизомеризации может быть разделен в горячем испарительном барабане 96 гидроизомеризации для обеспечения потока топливного газа в трубопроводе 98 горячего испаренного верхнего продукта гидроизомеризации и потока продукта гидроизомеризованного дизельного топлива в трубопроводе 100 горячего испаренного кубового продукта дизельного топлива, который может быть направлен в сборник дизельного топлива или для сброса дизельного топлива через сгонный охладитель (не показан). Температура помутнения гидроизомеризованного дизельного топлива в трубопроводе 100 горячего испаренного кубового продукта может снижаться на 20–25°C при разумной продолжительности цикла от 2 до 5 лет.

На фиг. 2 блок 10’ гидропереработки для гидропереработки углеводородов содержит блок 12’ гидрокрекинга, секцию 14’ разделения, блок 20’ извлечения продукта и блок 110’ гидроизомеризации. Поток углеводородов в трубопроводе 16’ углеводородов и поток водорода в трубопроводе 18’ водорода подают на установку 12’ гидрокрекинга. Выходной продукт гидропереработки разделяют в секции 14’ разделения и фракционируют в секции 20’ извлечения продукта. Реактор гидропереработки, показанный на фиг. 2, может представлять собой реактор 140 гидрокрекинга.

В одном аспекте описанные в настоящем документе способ и устройство, в частности, используют для гидрокрекинга потока углеводородного сырья, содержащего углеводородное сырье. Примеры углеводородного сырья включают в себя потоки углеводородного сырья, имеющие начальные точки кипения (IBP) выше 288°C (550°F), такие как атмосферные газойли, вакуумные газойли (VGO), имеющие температуры T5 и T95 от 315°C (600°F) до 600°C (1100°F), деасфальтизированную нефть, дистилляты коксования, дистилляты прямой перегонки, пиролизные нефти, высококипящие синтетические нефти, рецикловые газойли, осветленные нефтяные эмульсии, сланцевую нефть, входные потоки гидрокрекинга, дистилляты установки каталитического крекинга, атмосферные остатки, имеющие температуру IBP 343°C (650°F) или выше, и вакуумные остатки, имеющие температуру IBP выше 510°C (950°F).

Поток водорода в трубопроводе 18’ водорода можно получать ответвлением от трубопровода 122 гидропереработки водорода. Поток водорода для гидроочистки можно соединять с потоком углеводородов в трубопроводе 18’ для сырья с получением потока углеводородного сырья в трубопроводе 126 углеводородного сырья. Поток углеводородного сырья в трубопроводе 126 углеводородного сырья можно нагревать путем теплообмена с потоком продуктов гидрокрекинга в трубопроводе 148 и в огневом подогревателе. Нагретый поток углеводородного сырья в трубопроводе 128 можно подавать в необязательный реактор 130 гидроочистки. Реактор 130 гидроочистки может работать в тех же или аналогичных условиях и с катализатором, как описано со ссылкой на фиг. 1 для реактора 24 гидроочистки.

Поток углеводородного сырья в трубопроводе 128 углеводородного сырья может проходить процесс гидроочистки над катализатором гидроочистки в реакторе 130 гидроочистки с получением потока прошедшего гидроочистку углеводородного сырья, который выходит из реактора 130 гидроочистки по трубопроводу 132 потока выходных продуктов гидроочистки и который можно использовать в качестве потока сырья установки гидрокрекинга. Загрязненный аммиаком и сероводородом газообразный водород можно удалять из потока сырья для гидрокрекинга в сепараторе, но, как правило, поток сырья для гидрокрекинга подают напрямую в реактор 140 гидрокрекинга без сепарации. Поток сырья для гидрокрекинга можно смешивать с потоком водорода для гидрокрекинга в трубопроводе 133 водорода для гидрокрекинга из трубопровода 122 водорода для гидропереработки и подавать через впускное отверстие в реактор 140 гидрокрекинга для проведения гидрокрекинга.

Гидрокрекинг представляет собой способ, с помощью которого углеводороды в присутствии водорода расщепляют на углеводороды с меньшей молекулярной массой. Реактор 140 гидрокрекинга может представлять собой реактор с неподвижным слоем, который содержит один или более сосудов, один или множество слоев 142 катализатора в каждом сосуде и различные комбинации катализатора гидроочистки и/или катализатора гидрокрекинга в одном или более сосудах. Предполагается, что реактор 140 гидрокрекинга будет работать в режиме непрерывной жидкой фазы, в котором объем жидкого углеводородного сырья превышает объем газообразного водорода. Реактор 140 гидрокрекинга может также работать в стандартном режиме непрерывной газовой фазы, режиме подвижного слоя или псевдоожиженного слоя реактора гидропереработки. Термин «гидропереработка» в настоящем документе включает в себя термин «гидроочистка».

Реактор 140 гидрокрекинга содержит множество слоев 142 катализатора гидрокрекинга. Если в состав установки 12 гидрокрекинга не входит реактор 130 гидроочистки, слои 142 катализатора в реакторе 140 гидрокрекинга могут включать в себя катализатор гидроочистки для насыщения, деметаллирования, обессеривания или деазотирования первого потока углеводородного сырья перед его гидрокрекингом с использованием первого катализатора гидрокрекинга в последующих сосудах или слоях 142 катализатора в первом реакторе 140 гидрокрекинга.

Поток гидроочищенного углеводородного сырья подвергают гидропереработке над катализатором гидропереработки в реакторе гидропереработки в присутствии потока водорода для гидрокрекинга из трубопровода 133 водорода для гидрокрекинга с получением потока выходных продуктов гидропереработки. В частности, поток гидроочищенного углеводородного сырья подвергают гидрокрекингу над катализатором гидрокрекинга в реакторе 140 гидрокрекинга в присутствии потока водорода для гидрокрекинга из трубопровода 133 водорода для гидрокрекинга с получением потока выходных продуктов гидрокрекинга. Система водородных трубопроводов 144 может доставлять добавочные потоки водорода в один, несколько или каждый из слоев 142 катализатора. В одном аспекте дополнительный водород добавляют в каждый из слоев 142 катализатора гидрокрекинга на межстадийном участке между смежными слоями так, что дополнительный водород смешивается с выходным продуктом гидрообработки, выходящим из предшествующего слоя 142 катализатора перед поступлением на последующий слой 142 катализатора.

Реактор гидрокрекинга может обеспечивать общую степень превращения потока сырья установки гидрокрекинга в трубопроводе 132 потока выходных продуктов гидроочистки в продукты с температурой кипения ниже точки отсечки дизельной фракции по меньшей мере 20% об. и, как правило, более 60% об. Реактор 40 гидрокрекинга может работать с частичным превращением более 30% об. или полным превращением по меньшей мере 90% об. сырья в расчете на общую степень превращения. Реактор 40 гидрокрекинга может работать при условиях мягкого гидрокрекинга, которые обеспечат общую степень превращения потока углеводородного сырья в продукт с температурой кипения ниже точки отсечки дизельной фракции от 20 до 60% об., предпочтительно от 20 до 50% об.

Если требуется провести мягкий гидрокрекинг, в катализаторе гидрокрекинга можно использовать основы из аморфных алюмосиликатов или низкоуровневого цеолита в комбинации с гидрирующими компонентами из одного или более металлов VIII группы или VIB группы для получения сбалансированных количеств среднего дистиллята и бензина. В другом аспекте, если в продукте превращения средний дистиллят предпочтительнее бензина, в реакторе 140 гидрокрекинга можно провести частичный или полный гидрокрекинг с использованием катализатора, который имеет в целом любую кристаллическую цеолитную основу, на которую нанесен гидрирующий компонент из металла VIII группы. Для включения в цеолитный носитель можно выбирать дополнительные гидрирующие компоненты из группы VIB.

В данной области цеолитные основы катализатора крекинга иногда называют молекулярными ситами, и они обычно состоят из оксида кремния, оксида алюминия и одного или более обмениваемых катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.д. Для них дополнительно характерно наличие кристаллических пор относительно однородного диаметра в диапазоне от 4 до 14 Ангстрем (10^-10 метра). Предпочтительно применять цеолиты, имеющие относительно высокое мольное соотношение оксид кремния/оксид алюминия в диапазоне от 3 до 12. Подходящие природные цеолиты включают в себя, например, морденит, стильбит, гейландит, ферриерит, дакиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают в себя, например, кристаллические цеолиты типов B, X, Y и L, например синтетические фожазит и морденит. Предпочтительными цеолитами являются те, у которых диаметр кристаллических пор составляет от 8 до 12 Ангстрем (10^-10 метра), при этом мольное соотношение оксид кремния/оксид алюминия находится в диапазоне от 4 до 6. Одним примером цеолита из предпочтительной группы, является синтетическое молекулярное сито типа Y.

Природные цеолиты обычно находятся в своей натриевой форме, щелочноземельной форме или в смешанных формах. Синтетические цеолиты практически всегда получают в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве основы для катализатора крекинга предпочтительно сначала заменить большинство или все из ионов одновалентных металлов исходного цеолита на поливалентный металл и/или на соль аммония с последующим нагревом для разложения связавшихся с цеолитом ионов аммония, оставляя на их месте ионы водорода и/или центры обмена, которые фактически были декатионизированы при дальнейшем удалении воды. Водородные или «декатионизированные» Y-цеолиты такого типа более конкретно описаны в патенте США № US 3,100,006.

Смешанные цеолиты с поливалентным металлом-водородом можно получать, проводя ионный обмен с солью аммония, затем частично проводя обратный обмен с солью поливалентного металла с последующим прокаливанием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы можно получать прямой кислотной обработкой щелочноземельных цеолитов. В одном аспекте предпочтительными основами для катализаторов крекинга являются дефицитные по металлическим катионам по меньшей мере на 10 мас.% и предпочтительно по меньшей мере на 20 мас.% в расчете на исходную ионообменную емкость. В другом аспекте желательным и стабильным классом цеолитов является тот, в котором по меньшей мере 20 мас.% ионообменной емкости удовлетворено за счет ионов водорода.

Активными металлами, применяемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга настоящего изобретения в качестве гидрирующих компонентов, являются металлы VIII группы, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к этим металлам совместно с ними можно применять и другие ускорители катализа, включая металлы VIB группы, например молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может сильно варьироваться. В общем, можно использовать любое количество в диапазоне от 0,05 мас.% до 30 мас.%. В случае благородных металлов обычно предпочтительно использовать от 0,05 до 2 мас.% благородного металла.

Способ введения гидрирующего металла заключается в приведении материала основы в контакт с водным раствором подходящего соединения нужного металла, в котором металл присутствует в форме катиона. Затем, после добавления выбранного гидрирующего металла или металлов, полученный порошок катализатора фильтруют, высушивают, гранулируют с добавлением смазочных материалов, связующих или т.п. при необходимости и прокаливают на воздухе при температурах, например, от 371°C (700°F) до 648°C (1200°F), для активации катализатора и разложения ионов аммония. В альтернативном варианте осуществления можно гранулировать основной компонент с последующим добавлением гидрирующего компонента и активацией прокаливанием.

Описанные выше катализаторы можно применять в неразбавленной форме или порошковый катализатор можно смешивать и совместно гранулировать с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и т.п. в пропорциях в диапазоне от 5 до 90 мас.%. Эти разбавители можно применять в их естественном виде, или они могут содержать небольшую долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл группы VIB и/или группы VIII. В способе настоящего изобретения можно также использовать дополнительные катализаторы гидрокрекинга с промотированием металлом, которые содержат, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Кристаллические хромосиликаты более подробно описаны в публикации US 4,363,718.

В соответствии с одним подходом условия гидрокрекинга могут включать в себя температуру от 290°C (550°F) до 468°C (875°F), предпочтительно от 343°C (650°F) до 445°C (833°F), давление от 4,8 МПа (изб.) (700 фунтов/кв. дюйм изб.) до 20,7 МПа (изб.) (3000 фунтов/кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,4 до менее 2,5 час^-1 и расход водорода от 421 Нм³/м³ (2500 ст. куб. фт./барр. н.) до 2527 Нм³/м³ нефти (15 000 ст. куб. фт./барр. н.). Если требуется провести мягкий гидрокрекинг, условия могут включать в себя температуру от 315°C (600°F) до 441°C (825°F), давление от 5,5 МПа (изб.) (800 фунтов/кв. дюйм изб.) до 13,8 МПа (изб.) (2000 фунтов/кв. дюйм изб.) или более типично от 6,9 МПа (изб.) (1000 фунтов/кв. дюйм изб.) до 11,0 МПа (изб.) (1600 фунтов/кв. дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,5 до 2 час^-1 и предпочтительно от 0,7 до 1,5 час^-1 и расход водорода от 421 Нм³/м³ нефти (2500 ст. куб. фт./барр. н.) до 1685 Нм³/м³ нефти (10 000 ст. куб. фт./барр. н.).

Поток выходных продуктов гидрокрекинга можно выводить из реактора 140 гидрокрекинга по трубопроводу 148 выходных продуктов гидрокрекинга и разделять в секции 14’ разделения в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга. Секция 14’ разделения содержит один или более сепараторов в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга. Поток продуктов гидрокрекинга в трубопроводе 148 продуктов гидрокрекинга в аспекте может быть подвергнут теплообмену с потоком углеводородного сырья в трубопроводе 126 углеводородного сырья и доставлен в горячий сепаратор 150.

Горячий сепаратор 150 разделяет поток выходных продуктов гидрокрекинга с получением углеводородного горячего потока газов в трубопроводе 152 горячего верхнего продукта и углеводородного горячего жидкого потока в трубопроводе 154 горячего кубового продукта. Горячий сепаратор 150 может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга. Горячий сепаратор 150 работает при температуре от 177°C (350°F) до 371°C (700°F) и предпочтительно работает при температуре от 232°C (450°F) до 315°C (600°F). Горячий сепаратор 150 может работать при несколько меньшем давлении по сравнению с реактором 140 гидрокрекинга в силу падения давления на промежуточном оборудовании между ними. Горячий сепаратор 150 может работать при давлениях в диапазоне от 4,8 МПа (изб.) (700 фунтов/кв. дюйм изб.) до 20,4 МПа (изб.) (2959 фунтов/кв. дюйм изб.). Отделенный углеводородный поток горячих газов в трубопроводе 152 горячего верхнего продукта может иметь температуру, равную рабочей температуре горячего сепаратора 150.

Поток горячих газов в трубопроводе 152 горячего верхнего продукта можно охлаждать перед подачей в холодный сепаратор 156. Вследствие реакций, протекающих в реакторе 140 гидрокрекинга, в котором из сырья удаляют азот, хлор и серу, происходит образование аммиака, хлористого водорода и сероводорода. При характерной температуре сублимации аммиак и сероводород объединяются с образованием дисульфида аммония, а аммиак и хлористый водород объединяются с образованием хлорида аммония. Каждое соединение имеет характерную температуру сублимации, из-за чего соединение может осаждаться на поверхности оборудования, в особенности теплообменного оборудования, нарушая его работу. Для предотвращения такого осаждения солей дисульфида аммония или хлорида аммония в трубопроводе 152 горячего верхнего продукта, транспортирующем поток горячих газов, в трубопровод 152 горячего верхнего продукта выше по потоку от охладителя можно добавлять подходящее количество промывочной воды по трубопроводу 151 для воды в том месте трубопровода горячего верхнего продукта, где температура превышает характерную температуру сублимации любого соединения.

Поток горячих газов можно разделить в холодном сепараторе 156 с получением потока холодных газов, содержащего обогащенный водородом поток газов в трубопроводе 158 холодного верхнего продукта и поток холодной жидкости в трубопроводе 160 холодного кубового продукта. Холодный сепаратор 156 служит для отделения богатого водородом газа от углеводородной жидкости в потоке продуктов гидрокрекинга для рециркуляции в блоке 12' гидрокрекинга в трубопроводе 158 холодного верхнего продукта. Поэтому холодный сепаратор 156 находится в сообщении вниз по потоку с трубопроводом 152 горячего верхнего продукта горячего сепаратора 150 и реактором 140 гидрокрекинга. Холодный сепаратор 156 может работать при температуре от 100°F (38°C) до 150°F (66°C), приемлемо от 115°F (46°C) до 145°F (63°C), и давлении немного ниже давления в реакторе 140 гидрокрекинга и горячем сепараторе 150 в силу падения давления на промежуточном оборудовании между ними для удержания водорода и легких газов в потоке верхнего продукта и обычно жидких углеводородов в потоке кубового продукта. Холодный сепаратор 156 может работать при давлениях в диапазоне от 4,8 МПа (изб.) (700 фунтов/кв. дюйм изб.) до 20 МПа (изб.) (2901 фунт/кв. дюйм изб.). Холодный сепаратор 156 может также иметь отстойник для сбора водной фазы. Поток холодной жидкости в трубопроводе 160 холодного кубового продукта может иметь температуру, равную рабочей температуре холодного сепаратора 156.

Поток холодных газов в трубопроводе 158 холодного верхнего продукта имеет большое содержание водорода. Таким образом, водород из потока холодных газов можно использовать повторно. Поток холодных газов в трубопроводе 158 холодного верхнего продукта можно пропускать через тарельчатую или набивную промывную колонну 162 рециклового газа, в которой он будет промыт очищающей экстрагирующей жидкостью, такой как водный раствор, подаваемой по трубопроводу 164, для удаления кислых газов, включая сероводород, путем их экстракции в водный раствор. Предпочтительные водные растворы включают в себя регенерированные амины, такие как алканоламины DEA, MEA и MDEA. Вместо предпочтительных аминов или в дополнение к ним можно использовать и другие амины. Регенерированный амин контактирует с потоком холодных газов и поглощает из него загрязняющие кислые газы вещества, такие как сероводород. Полученный «раскисленный» поток холодных газов выводится из выпускного отверстия верхнего продукта промывной колонны 162 рециклового газа по трубопроводу 168 верхнего продукта промывной колонны рециклового газа, а насыщенный амин выводится из нижней части колонны через нижнее выпускное отверстие промывной колонны рециклового газа по трубопроводу 166 кубового продукта промывной колонны рециклового газа. Отработанную очищающую жидкость из нижней части колонны можно регенерировать и направлять обратно в промывную колонну 162 рециклового газа по трубопроводу 164. Очищенный обогащенный водородом поток вытекает из скруббера через промывной трубопровод верхнего продукта 168 и может быть сжат в рециркуляционном компрессоре 44’. Очищенный обогащенный водородом поток в промывном трубопроводе 168 верхнего продукта рециклового газа можно пополнять из потока подпиточного водорода в подпиточном трубопроводе 22’ до или после компрессора 44’. Поток сжатого водорода подает водород в поток водорода в трубопроводе 22’ водорода. Промывная колонна 162 рециклового газа может работать при температуре входящего газа в диапазоне от 38°C (100°F) до 66°C (150°F) и верхнем давлении от 3 МПа (изб.) (435 фунтов/кв. дюйм изб.) до 20 МПа (изб.) (2900 фунтов/кв. дюйм изб.).

Углеводородный поток горячей жидкости в трубопроводе 154 горячего кубового продукта может быть подвергнут прямой отгонке. В аспекте для потока горячей жидкости в трубопроводе 154 горячего кубового продукта можно сбрасывать давление и испарять поток в горячем испарительном барабане 172 с получением потока горячих газов испарителя из легких фракций в трубопроводе 174 верхнего продукта горячего испарителя и потока горячей жидкости испарителя в трубопроводе 176 кубового продукта горячего испарителя. Горячий испарительный барабан 172 может находиться в непосредственном сообщении вниз по потоку с трубопроводом 154 горячего кубового продукта и находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга. В аспекте из потока горячей жидкости испарителя в трубопроводе 176 кубового продукта горячего испарителя можно отгонять легкие газы, такие как сероводород. Соответственно, отгоночная колонна 190 может находиться в прямом сообщении вниз по потоку с горячим испарительным барабаном 180 и трубопроводом 176 кубового продукта горячего испарителя.

Горячий испарительный барабан 172 может работать при той же температуре, что и горячий сепаратор 150, но при меньшем давлении в диапазоне от 1,4 МПа (изб.) (200 фунтов/кв. дюйм изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунтов/кв. дюйм изб.), приемлемо не более 3,8 МПа (изб.) (550 фунтов/кв. дюйм изб.). Поток горячей жидкости испарителя в трубопроводе 176 кубового продукта горячего испарителя можно дополнительно разделять в секции 14’ разделения. Поток горячей жидкости испарителя в трубопроводе 176 кубового продукта горячего испарителя может иметь температуру, равную рабочей температуре горячего испарительного барабана 172.

В аспекте поток холодной жидкости в трубопроводе 160 холодного кубового продукта может быть подвергнут прямой отгонке. В дополнительном аспекте у потока холодной жидкости в трубопроводе холодного кубового продукта можно сбрасывать давление и испарять его в холодном испарительном барабане 178 с отделением потока холодной жидкости в трубопроводе 160 холодного кубового продукта. Холодный испарительный барабан 178 может находиться в непосредственном сообщении вниз по потоку с трубопроводом 160 холодного кубового продукта холодного сепаратора 156 и находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга.

В дополнительном аспекте поток горячих газов испарителя в трубопроводе 174 верхнего продукта горячего испарителя можно фракционировать в установке 20’ извлечения. В дополнительном аспекте поток горячих газов испарителя можно охлаждать и также разделять в холодном испарительном барабане 178. В холодном испарительном барабане 178 можно разделять поток холодной жидкости в трубопроводе 160 и/или поток горячих газов испарителя в трубопроводе 174 верхнего продукта горячего испарителя с получением потока холодных газов испарителя в трубопроводе 180 верхнего продукта холодного испарителя и потока жидкости из холодного испарителя в трубопроводе 182 кубового продукта холодного испарителя. В одном аспекте из потока жидкости из холодного испарителя в трубопроводе 182 кубового продукта холодного испарителя можно отгонять легкие газы, такие как сероводород. Соответственно, отгоночная колонна 190 может находиться в сообщении вниз по потоку с холодным испарительным барабаном 178 и трубопроводом 182 кубового продукта холодного испарителя.

Холодный испарительный барабан 178 может находиться в сообщении вниз по потоку с трубопроводом 160 холодного кубового продукта холодного сепаратора 156, трубопроводом 174 верхнего продукта горячего испарителя горячего испарительного барабана 172 и реактором 140 гидрокрекинга. Поток жидкости из холодного испарителя в трубопроводе 160 холодного кубового продукта и поток горячих газов испарителя в трубопроводе 174 верхнего продукта горячего испарителя могут поступать в холодный испарительный барабан 178 либо вместе, либо раздельно. В аспекте трубопровод 174 верхнего продукта горячего испарителя соединяется с трубопроводом 160 холодного кубового продукта и подает объединенный поток горячих газов испарителя и поток холодной жидкости в холодный испарительный барабан 178. Холодный испарительный барабан 178 может работать при той же температуре, что и холодный сепаратор 156, но обычно при меньшем давлении в диапазоне от 1,4 МПа (изб.) (200 фунтов/кв. дюйм изб.) до 6,9 МПа (изб.) (1000 фунтов/кв. дюйм изб.) и предпочтительно в диапазоне от 3,0 МПа (изб.) (435 фунтов/кв. дюйм изб.) до 3,8 МПа (изб.) (550 фунтов/кв. дюйм изб.). Водный поток после испарителя можно удалять из отстойника холодного испарительного барабана 178. Поток жидкости из холодного испарителя в трубопроводе 182 кубового продукта холодного испарителя может иметь температуру, равную рабочей температуре холодного испарительного барабана 178. Поток холодных газов испарителя в трубопроводе 180 верхнего продукта холодного испарителя содержит значительные количества водорода, который можно извлечь.

Установка 20’ фракционирования может включать в себя отгоночную колонну 190 и колонну 210 фракционирования. Отгоночная колонна 190 может находиться в сообщении вниз по потоку с сепараторами 150, 172, 156 и 178 или трубопроводом кубового продукта в секции 14’ разделения для отгонки летучих веществ из потока продуктов гидрокрекинга. Например, отгоночная колонна 190 может находиться в сообщении вниз по потоку с трубопроводом 154 горячего кубового продукта, трубопроводом 176 кубового продукта горячего испарителя, трубопроводом 160 холодного кубового продукта и/или трубопроводом 182 кубового продукта холодного испарителя. В аспекте отгоночная колонна 190 может представлять собой сосуд, который содержит холодную отгоночную колонну 192 и горячую отгоночную колонну 194 со стенкой, которая изолирует каждую из отгоночных колонн 192, 194 друг от друга. Холодная отгоночная колонна 192 может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга, трубопроводом 160 холодного кубового продукта и в аспекте с трубопроводом 182 кубового продукта холодного испарителя для отгонки потока холодной жидкости. Горячая отгоночная колонна 194 может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга и трубопроводом 154 горячего кубового продукта и в аспекте с трубопроводом 176 кубового продукта горячего испарителя для отгонки потока горячей жидкости, более горячего, чем поток холодной жидкости. Поток горячей жидкости может быть горячее потока холодной жидкости на по меньшей мере 25°C и предпочтительно на по меньшей мере 50°C.

Поток жидкости из холодного испарителя, содержащий поток продуктов гидрокрекинга в трубопроводе 176 кубового продукта холодного испарителя, можно подогревать и подавать в холодную отгоночную колонну 192 через впускное отверстие, которое может находиться в верхней половине колонны. В холодной отгоночной колонне 192 из потока жидкости из холодного испарителя, который содержит поток продуктов гидрокрекинга, можно удалять газы, используя среду холодной отгонки, которая представляет собой инертный газ, такой как пар, поступающий по трубопроводу 196 среды холодной отгонки, с получением потока газов холодной отгоночной колонны, состоящего из лигроина, водорода, сероводорода, пара и других газов, в трубопроводе 198 верхнего продукта холодной отгоночной колонны и потока жидкости холодной отгоночной колонны в трубопроводе 200 кубового продукта холодной отгоночной колонны. Газовый поток холодной отгоночной колонны в трубопроводе 198 верхнего продукта холодной отгоночной колонны можно конденсировать и разделять в ресивере 202. В отходящий трубопровод 204 верхнего продукта отгоночной колонны из ресивера 202 поступает отходящий газовый поток отгоночной колонны для дополнительного извлечения из него СНГ и водорода в установке для извлечения легких материалов. Нестабилизированный жидкий лигроин из кубового продукта ресивера 202 можно разделять на орошаемую часть, возвращаемую в качестве орошения в верхнюю часть холодной отгоночной колонны 192, и жидкий поток верхнего продукта отгоночной колонны, который можно транспортировать по трубопроводу 206 конденсированного верхнего продукта отгоночной колонны для дальнейшего извлечения или переработки. Из отстойника ресивера 202 верхнего продукта можно собирать поток кислой воды.

Холодная отгоночная колонна 192 может работать при кубовой температуре в диапазоне от 149°C (300°F) до 288°C (550°F), предпочтительно не более 260°C (500°F), и верхнем давлении от 0,35 МПа (изб.) (50 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно не менее 0,50 МПа (изб.) (72 фунтов/кв. дюйм изб.), до не более 2,0 МПа (изб.) (290 фунтов/кв. дюйм изб.). Температура в ресивере 112 верхнего продукта находится в диапазоне от 38°C (100°F) до 66°C (150°F), а давление по существу совпадает с давлением верхнего продукта холодной отгоночной колонны 192.

Выходной поток холодной отгоночной колонны в трубопроводе 200 кубового продукта холодной отгоночной колонны может содержать преимущественно материалы с температурой кипения, включающие в себя лигроин и керосин. Выходной поток холодной отгоночной колонны в трубопроводе 200 можно подогревать и подавать в колонну 210 фракционирования продукта. Колонна 210 фракционирования продукта может находиться в сообщении вниз по потоку с реактором 140 гидрокрекинга, трубопроводом 200 кубового продукта холодной отгоночной колонны 192 и отгоночной колонной 190. В аспекте колонна 210 фракционирования может содержать более одной колонны фракционирования. Колонна 210 фракционирования продукта может находиться в сообщении вниз по потоку с одним, несколькими или всеми из горячего сепаратора 150, холодного сепаратора 156, горячего испарительного барабана 172 и холодного испарительного барабана 178.

Содержащий поток продуктов гидрокрекинга поток горячей жидкости испарителя в трубопроводе 176 кубового продукта горячего испарителя можно подавать в горячую отгоночную колонну 194 рядом с ее верхней частью. В горячей отгоночной колонне 194 из потока горячей жидкости испарителя можно удалять газы с помощью среды горячей отгонки, которая представляет собой инертный газ, такой как пар из трубопровода 208, с получением потока верхнего продукта горячей отгоночной колонны, состоящего из лигроины, водорода, сероводорода, пара и других газов, в трубопроводе 212 верхнего продукта горячей отгоночной колонны и потока горячей жидкости отгоночной колонны в трубопроводе 214 кубового продукта горячей отгоночной колонны. Поток верхнего продукта горячей отгоночной колонны в трубопроводе 212 можно конденсировать и частично возвращать обратно в горячую отгоночную колонну 104 в качестве орошения. Однако в показанном на фиг. 2 варианте осуществления в одном аспекте поток верхнего продукта горячей отгоночной колонны в трубопроводе 212 верхнего продукта горячей отгоночной колонны из верхней части горячей отгоночной колонны 194 можно подавать напрямую в холодную отгоночную колонну 192 без конденсации или орошения. Входное отверстие для несущего поток жидкости из холодного испарителя трубопровода 182 кубового продукта холодного испарителя может находиться на большей высоте, чем впускное отверстие для трубопровода 212 верхнего продукта горячей отгоночной колонны. Горячая отгоночная колонна 194 может работать при кубовой температуре в диапазоне от 160°C (320°F) до 360°C (680°F) и верхнем давлении от 0,35 МПа (изб.) (50 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно не менее 0,50 МПа (изб.) (72 фунтов/кв. дюйм изб.), до 2,0 МПа (изб.) (292 фунта/кв. дюйм изб.).

По меньшей мере часть содержащего поток выходных продуктов гидрокрекинга выходного потока горячей отгоночной колонны в трубопроводе кубового продукта горячей отгоночной колонны 214 можно нагревать и подавать в колонну 210 фракционирования продукта. Колонна 210 фракционирования продукта может находиться в сообщении вниз по потоку с трубопроводом 214 кубового продукта горячей отгоночной колонны 194. Выходной поток горячей отгоночной колонны в трубопроводе 214 может находиться при большей температуре, чем выходной поток холодной отгоночной колонны в трубопроводе 200.

В аспекте выходной поток горячей отгоночной колонны в трубопроводе 214 кубового продукта горячей отгоночной колонны можно подогревать и подавать на сепаратор 216 предварительного фракционирования для разделения на испаренный выходной поток горячей отгоночной колонны в трубопроводе 218 верхнего продукта предварительного фракционирования и жидкий выходной поток горячей отгоночной колонны в трубопроводе 220 кубового продукта предварительного фракционирования. Парообразный горячий отогнанный поток можно подавать в колонну 210 фракционирования по трубопроводу 218 предварительного фракционирования верхнего продукта. Горячий отогнанный поток жидкости можно подогревать в печи фракционирования и подавать в колонну 210 фракционирования по трубопроводу 220 предварительного фракционирования кубового продукта с вводом на высоте, которая меньше высоты, на которой в колонну 210 фракционирования по трубопроводу 218 предварительного фракционирования верхнего продукта входит горячий испаренный отогнанный поток.

Колонна 210 фракционирования продукта может находиться в сообщении вниз по потоку с холодной отгоночной колонной 192 и горячей отгоночной колонной 194 и может содержать более одной колонны фракционирования для разделения прошедших отгонку потоков продуктов гидрокрекинга на потоки продуктов. Колонна 210 фракционирования может также находиться в сообщении вниз по потоку с указанными горячим сепаратором 150, холодным сепаратором 156, горячим испарительным барабаном 172 и холодным испарительным барабаном 178. Колонна 210 фракционирования продукта может фракционировать потоки продуктов гидрокрекинга, холодный отогнанный поток, парообразный горячий отогнанный поток и горячий отогнанный поток жидкости посредством потока инертного газа для отгонки, подаваемого из отгоночного трубопровода 234. Потоки продуктов из колонны 210 фракционирования продуктов могут включать в себя содержащий лигроин отходящий фракционированный поток верхнего продукта в отходящем трубопроводе 226 верхнего продукта, необязательный поток тяжелого лигроина в трубопроводе 228, отбираемый из боковой выпускной врезки, поток керосина, отводимый трубопроводом 230 из бокового выпускного врезного отверстия, и поток жидкости дизельного топлива в трубопроводе 232 дизельного топлива, отбираемый из выпускного врезного отверстия 232o.

Поток остатков гидрокрекинга (UCO), кипящих при температуре выше точки отсечки дизельной фракции, можно выводить в трубопровод 240 кубового продукта колонны фракционирования из куба колонны 210 фракционирования. Часть или весь поток UCO в трубопроводе 240 кубового продукта колонны фракционирования могут быть выведены продувкой из процесса, рециркулированы в реактор 140 гидрокрекинга или направлены в реактор гидрокрекинга второй ступени (не показан).

Из потоков продуктов можно также отгонять легкие материалы для удовлетворения требований к чистоте продукта. Поток верхнего продукта фракционирования в трубопроводе 248 верхнего продукта можно конденсировать и разделять в ресивере 250, направляя часть конденсированной жидкости обратно в колонну 210 фракционирования продукта в качестве орошения. Отходящий поток верхнего продукта фракционирования в трубопроводе 226 можно дополнительно обрабатывать или выводить в виде продукта лигроина. Колонна 210 фракционирования продукта может работать при кубовой температуре в диапазоне от 260°C (500°F) до 385°C (725°F), предпочтительно не более 350°C (650°F), и верхнем давлении от 7 кПа (изб.) (1 фунт/кв. дюйм изб.) до 69 кПа (изб.) (10 фунтов/кв. дюйм изб.). Для подогрева атмосферной колонны 210 фракционирования вместо добавления потока инертной отгоночной среды, такой как пар в трубопроводе 234, можно повторно испарять и возвращать в колонну 210 фракционирования продукта часть потока UCO в трубопроводе 240 атмосферного кубового продукта.

Поток жидкости дизельного топлива в трубопроводе 232 дизельного топлива из бокового выпускного отверстия 232o может быть отогнан в отгоночной колонне 252 дизельного топлива для удовлетворения требований к продукту и удаления летучих веществ из потока дизельного топлива. Отгоночная колонна 252 дизельного топлива может находиться в сообщении вниз по потоку с боковым выпускным отверстием 232o колонны 210 фракционирования продукта. В отгоночной колонне 252 дизельного топлива предпочтительно использован нагреватель 224 вместо отгоночной среды, такой как пар, для отгонки потока жидкости дизельного топлива повторно испаренным потоком в трубопроводе 246 нагревателя. Нагреватель 224 принимает поток жидкости дизельного топлива по трубопроводу 232 из бокового выпускного отверстия 232o колонны 210 фракционирования продукта. Отогнанный поток дизельного топлива выходит из отгоночной колонны 252 дизельного топлива по трубопроводу 244, а часть потока дизельного топлива повторно испаряют в трубопроводе 246 нагрева в нагревателе 224 и возвращают в отгоночную колонну дизельного топлива. Отгоночную среду, которая представляет собой инертный газ, такой как пар из трубопровода с отгоночной средой, предпочтительно не применяют в отгоночной колонне 252 дизельного топлива для предотвращения добавления воды в отгоночную колонну дизельного топлива и отогнанный поток дизельного топлива в трубопроводе 70’ отогнанного кубового продукта. Повторно испаренный поток в трубопроводе 246 нагрева может содержать не более 1 мас.% воды. Нагреватель 224 может представлять собой огневой подогреватель или теплообменник. Летучие вещества и отгоночная среда покидают верхнюю часть отгоночной колонны дизельного топлива по трубопроводу 254 и возвращаются в колонну 210 фракционирования продукта. Аналогичная отгонка может быть выполнена на потоке 230 керосина и потоке тяжелого лигроина в трубопроводе 228. В альтернативном варианте осуществления поток керосина может быть переработан с потоком дизельного топлива в трубопроводе 232.

Отгоночная колонна 252 дизельного топлива может работать при кубовой температуре в диапазоне от 160°C (320°F) до 370°C (700°F) и верхнем давлении от 0,35 МПа (изб.) (50 фунтов/кв. дюйм изб.), предпочтительно 0,70 МПа (изб.) (100 фунтов/кв. дюйм изб.), до 2,0 МПа (изб.) (300 фунта/кв. дюйм изб.). Температура в верхней части отгоночной колонны дизельного топлива составляет от 200°C (400°F) до 300°C (570°F), а давление по существу совпадает с давлением в колонне 210 фракционирования продукта.

Отогнанный гидропереработанный поток в трубопроводе 70’ отогнанного кубового продукта содержит преимущественно материал в диапазоне кипения дизельного топлива. Отогнанный гидропереработанный поток может иметь конечную точку кипения в диапазоне от 343°C (650°F) до 399°C (750°F) и может иметь IBP в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F). Как было пояснено ранее, отогнанный поток керосина может быть принят в трубопровод 70’ отогнанного кубового продукта вместо дизеля или вместе с ним.

В более холодные месяцы может потребоваться улучшение свойств хладотекучести дистиллята в отогнанном гидропереработанном потоке в трубопроводе 70’ отогнанного кубового продукта для соответствия требованиям в зимних условиях. Впоследствии дистиллят обрабатывают в блоке 110’ гидроизомеризации. Затем открывают клапан на трубопроводе 70’ отогнанного кубового продукта так, что отогнанный гидропереработанный поток жидкости в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта может быть отправлен в блок 110’ гидроизомеризации. Отогнанный гидропереработанный поток жидкости дополняют потоком водорода для гидроизомеризации в трубопроводе 76 водорода для гидроизомеризации, подвергают теплообмену с гидроизомеризованным выходным продуктом в трубопроводе 78 гидроизомеризованного выходного продукта и подают в реактор 80 гидроизомеризации в блоке 110 гидроизомеризации, как описано в отношении отогнанного гидропереработанного потока в трубопроводе 70 отогнанного кубового продукта, показанного на фиг. 1. Работа блока 110 гидроизомеризации аналогична работе, описанной для фиг. 1.

Конкретные варианты осуществления

Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ, включающий гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки для получения потока выходных продуктов гидропереработки при давлении гидропереработки; отделение потока выходных продуктов гидропереработки в сепараторе для получения потока газов и потока жидкости; отгонку легких газов из потока жидкости для получения потока отогнанного отходящего газа и отогнанного гидропереработанного потока; добавление водорода к отогнанному гидропереработанному потоку; и гидроизомеризацию отогнанного гидропереработанного потока над катализатором гидроизомеризации при давлении гидроизомеризации, которое меньше давления гидропереработки. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем отогнанный гидропереработанный поток имеет конечную точку кипения от 343°C (650°F) до 399°C (750°F). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем отогнанный гидропереработанный поток имеет IBP в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем давление гидроизомеризации не превышает 2,7 МПа (изб.) (400 фунтов/кв. дюйм изб.). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем давление гидропереработки составляет по меньшей мере 4,1 МПа (изб.) (600 фунтов/кв. дюйм изб.). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий отгонку потока жидкости повторно испаренным потоком. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем повторно испаренный поток содержит не более 1 мас.% воды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий отгонку потока жидкости в отгоночной колонне, в которую поток жидкости поступает из бокового выпускного отверстия колонны фракционирования продукта. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий отгонку потока жидкости в отгоночной колонне в непосредственном сообщении с сепаратором. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий обходное пропускание отогнанного гидропереработанного потока вокруг реактора гидроизомеризации и завершение этапа гидроизомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий разделение гидроизомеризованного потока на поток лигроина и поток дизельного топлива.

Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ, включающий гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки для получения потока выходных продуктов гидропереработки при давлении гидропереработки; отделение потока выходных продуктов гидропереработки в сепараторе для получения потока газов и потока жидкости; отгонку легких газов из потока жидкости повторно испаренным потоком для получения потока отогнанного отходящего газа и отогнанного гидропереработанного потока; добавление водорода к отогнанному гидропереработанному потоку; и гидроизомеризацию отогнанного гидропереработанного потока над катализатором гидроизомеризации при давлении гидроизомеризации, которое меньше давления гидропереработки. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления в данном разделе вплоть до второго варианта осуществления в данном разделе, причем давление гидроизомеризации не превышает 2,7 МПа (изб.) (400 фунтов/кв. дюйм изб.), а давление гидропереработки составляет по меньшей мере 4,1 МПа (изб.) (600 фунтов/кв. дюйм изб.). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем повторно испаренный поток содержит не более 1 мас.% воды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий отгонку потока жидкости в боковой отгоночной колонне, в которую поток жидкости поступает из бокового выхода колонны фракционирования продукта. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающий отгонку потока жидкости в отгоночной колонне в непосредственном сообщении с сепаратором. Устройство, содержащее реактор гидропереработки; сепаратор для разделения гидропереработанного выходного продукта из реактора гидропереработки на гидропереработанный поток жидкости; отгоночную колонну для отгонки легких газов из гидропереботанного потока жидкости; реактор гидроизомеризации, находящийся в сообщении вниз по потоку с отгоночной колонной. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления в данном разделе вплоть до второго варианта осуществления в данном разделе, причем реактор гидропереработки представляет собой реактор гидрокрекинга и дополнительно содержит колонну фракционирования продукта, находящуюся в сообщении вниз по потоку с сепаратором, а отгоночная колонна находится в сообщении вниз по потоку с боковым выпускным отверстием колонны фракционирования продукта. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, причем реактор гидропереработки представляет собой реактор гидроочистки, а отгоночная колонна находится в непосредственном сообщении вниз по потоку с сепаратором. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления в данном разделе вплоть до второго варианта осуществления в этом разделе, дополнительно содержащий обходной трубопровод, находящийся в сообщении вниз по потоку от отгоночной колонны, но не связанный с реактором гидроизомеризации, для обходного пропускания отогнанного гидропереработанного потока жидкости вокруг реактора гидроизомеризации.

Без дополнительной проработки считается, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко устанавливать основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от его сущности и объема вносить в изобретение различные изменения и модификации и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.

Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.

1. Способ гидропереработки, включающий:

гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки для получения потока выходных продуктов гидропереработки при давлении гидропереработки;

разделение указанного потока выходных продуктов гидропереработки в сепараторе для получения потока газов и потока жидкости;

отгонку легких газов из указанного потока жидкости для получения потока отогнанного отходящего газа и отогнанного гидропереработанного потока;

добавление водорода к указанному отогнанному гидропереработанному потоку; и

гидроизомеризацию указанного отогнанного гидропереработанного потока над катализатором гидроизомеризации в присутствии гидроизомеризационного водородного потока при давлении гидроизомеризации, которое меньше давления гидропереработки,

причем указанную реакцию гидропереработки осуществляют при давлении, которое по меньшей мере на 1,4 МПа (200 фунтов/кв. дюйм) выше, чем давление реакции гидроизомеризации,

причем указанный гидроизомеризационный водородный поток не находится в контуре рециркуляционного газа, который включает в себя компрессор рециркуляционного газа, который подает поток газообразного водорода в указанный реактор гидропереработки.

2. Способ по п. 1, в котором указанный отогнанный гидропереработанный поток имеет конечную точку кипения от 343°C (650°F) до 399°C (750°F).

3. Способ по п. 2, в котором указанный отогнанный гидропереработанный поток имеет начальную точку кипения (IBP) в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F).

4. Способ по п. 1, в котором указанное давление гидроизомеризации не превышает 2,7 МПа (изб.) (400 фунтов/кв. дюйм изб.).

5. Способ по п. 1, в котором указанное давление гидропереработки составляет по меньшей мере 4,1 МПа (изб.) (600 фунтов/кв. дюйм изб.).

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий отгонку указанного потока жидкости с повторно испаренным потоком.

7. Способ по п. 6, в котором указанный повторно испаренный поток содержит не более 1 мас.% воды.

8. Способ по п. 1, дополнительно включающий отгонку указанного потока жидкости в отгоночной колонне, в которую поток жидкости поступает из бокового выпускного отверстия колонны фракционирования продукта.

9. Способ по п. 1, дополнительно включающий обходное пропускание указанного отогнанного гидропереработанного потока вокруг реактора гидроизомеризации и завершение указанной стадии гидроизомеризации.

10. Устройство для гидропереработки, содержащее:

реактор гидропереработки;

сепаратор для разделения гидропереработанного выходного продукта из указанного реактора гидропереработки на гидропереработанный поток жидкости;

отгоночную колонну для отгонки легких газов из указанного гидропереработанного потока жидкости;

реактор гидроизомеризации, находящийся в сообщении вниз по потоку с указанной отгоночной колонной,

причем указанный реактор гидропереработки предназначен для функционирования при давлении, которое по меньшей мере на 1,4 МПа (200 фунтов/кв. дюйм) выше, чем давление реактора гидроизомеризации;

контур рециркуляционного газа, содержащий компрессор рециркуляционного газа для подачи потока газообразного водорода в указанный реактор гидропереработки; и

линию гидроизомеризационного водорода для подачи гидроизомеризационного водородного потока в указанный реактор гидроизомеризации, причем указанный гидроизомеризационный водородный поток не находится в указанном контуре рециркуляционного газа.