СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ТОПЛИВНОГО УГЛЕВОДОРОДА И БАЗОВОГО СМАЗОЧНОГО МАСЛА
METHODS OF PRODUCING FUEL HYDROCARBON AND BASE LUBRICATING OIL

Право приоритета
Настоящая заявка испрашивает приоритет по заявке на патент США № 62/436686, поданной 20 декабря 2016 г., содержание которой полностью включено в настоящий документ путем ссылки.
Область применения изобретения
Настоящее изобретение главным образом относится к получению топливного углеводорода и базового смазочного масла и, в частности, к способам получения топливного углеводорода и базового смазочного масла из потока остатка из зоны вакуумной дистилляции.
Предпосылки создания изобретения
По мере снижения запасов обычной сырой нефти необходимо обогащать тяжелые нефти в соответствии с потребностями рынка. При обогащении более тяжелые материалы преобразуют в более легкие фракции, и большую часть серы, азота и металлов необходимо удалять. Сырую нефть, как правило, сначала подвергают обработке в колонне атмосферной дистилляции сырой нефти с целью получения топливных продуктов, в том числе лигроина, керосина и дизельного топлива. Поток нижнего продукта из колонны для атмосферной дистилляции сырой нефти, как правило, подают в колонну вакуумной дистилляции для получения вакуумного газойля (VGO). VGO, как правило, кипятят при температуре в диапазоне от 300°C (572°F) до 524°C (975°F). Кроме того, в колонне вакуумной дистилляции, как правило, образуется вакуумный остаток, который содержит смолу, масла и другие углеводороды, которые потенциально могут быть обогащены при возможности их эффективного извлечения из смолы, имеющейся в вакуумном остатке.
Деасфальтизация растворителем (SDA) позволяет извлечь более тяжелые углеводороды при относительно низких температурах без крекинга или разложения тяжелых углеводородов. В отличие от применения испаряемости при дистилляции при применении SDA отдельные углеводороды подвергают обработке в соответствии с их растворимостью в жидком растворителе. Предпочтительно извлекают составляющие с меньшей молекулярной массой и большим количеством парафиновых компонентов. Наименее растворимые материалы представляют собой компоненты с большей молекулярной массой и наиболее полярные ароматические компоненты. Некоторые из этих более тяжелых углеводородов могут быть обогащены и извлечены в виде базового смазочного масла.
В некоторых вариантах применения установка SDA может быть использована для преобразования части вакуумного остатка в более ценные продукты и, таким образом, для увеличения общей конверсии нефтеперерабатывающего предприятия. Однако, если деасфальтированное масло из установки SDA подлежит обогащению для производства базового смазочного масла, может иметь место конфликт между количеством произведенного деасфальтированного масла (т.е. эффектом SDA), общей конверсией нефтеперерабатывающего предприятия и желательной вязкостью наиболее тяжелого базового смазочного масла. В этих вариантах применения при существующих способах использование установки SDA для обогащения остатков может оказаться невозможным или неэкономичным в зависимости от желаемых степеней вязкости смазочного материала и последующего ограничения в отношении обработки деасфальтированного масла.
Существует потребность в разработке способов эффективного и действенного использования SDA в контексте извлечения более тяжелых углеводородов из вакуумного остатка.
Изложение сущности изобретения
Предложен один или более способов и устройств, которые обеспечивают эффективное производство базового смазочного масла и углеводородного топливного продукта, например дизельного продукта, из потока деасфальтированного масла и потока другого углеводорода. В этих способах используют двухстадийную гидроочистку с обработкой на второй стадии части неконвертированного продукта первой стадии. Продукт второй стадии объединяют с продуктом первой стадии.
Таким образом, в одном аспекте настоящий способ можно охарактеризовать как способ обеспечения запаса топливного углеводорода и базового смазочного масла, который включает: разделение потока остатка в первой зоне разделения на поток смолы и поток деасфальтированного масла с помощью растворителя; гидропереработку потока деасфальтированного масла в первой зоне гидропереработки; гидропереработку потока вакуумного газойля в первой зоне гидропереработки; разделение потока продукта из первой зоны гидропереработки во второй зоне разделения на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; разделение потока неконвертированной нефти в третьей зоне разделения на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; гидропереработку рециркуляционного потока во второй зоне гидропереработки; и разделение потока продукта из второй зоны гидропереработки во второй зоне разделения. Способ может дополнительно включать обогащение по меньшей мере части потока неконвертированной нефти в зоне депарафинизации. Зона депарафинизации может быть расположена ниже по потоку относительно третьей зоны разделения. Зона депарафинизации может быть расположена выше по потоку относительно третьей зоны разделения. Способ может дополнительно включать объединение потока деасфальтированного масла и потока вакуумного газойля. Поток продукта из второй зоны гидропереработки и поток продукта из первой зоны гидропереработки могут быть объединены. Первая зона разделения может содержать установку для деасфальтизации растворителем. Вторая зона разделения может содержать колонну фракционирования. Третья зона разделения может содержать вакуумную колонну.
В другом аспекте предложен способ обеспечения запаса топливного углеводорода и базового смазочного масла путем: подачи потока остатка из зоны вакуумной дистилляции в первую зону разделения, выполненную с возможностью разделения с помощью растворителя потока остатка на поток смолы и поток деасфальтированного масла; подачи потока деасфальтированного масла в первую зону гидропереработки, содержащую катализатор и выполненную с возможностью обеспечения первого потока продукта; подачи потока вакуумного газойля в первую зону гидропереработки; подачи потока продукта из первой зоны гидропереработки во вторую зону разделения, выполненную с возможностью разделения первого потока продукта на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; подачи потока неконвертированной нефти в третью зону разделения, выполненную с возможностью разделения потока неконвертированной нефти на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; подачи рециркуляционного потока во вторую зону гидропереработки, содержащую катализатор и выполненную с возможностью обеспечения второго потока продукта; и подачи второго потока продукта во вторую зону разделения. Способ может дополнительно включать подачу части потока неконвертированной нефти в зону обогащения, выполненную с возможностью депарафинизации одного или более потоков базового смазочного масла и обеспечения депарафинированного потока. Зона обогащения может принимать один или более потоков базового смазочного масла. Зона обогащения может принимать поток неконвертированной нефти из второй зоны разделения. Третья зона разделения может обеспечивать второй поток топливного углеводорода. Способ может дополнительно включать объединение потока вакуумного газойля и потока деасфальтированного масла с образованием объединенного потока, причем первая зона гидропереработки принимает объединенный поток. Поток вакуумного газойля может быть подан в первую зону гидропереработки из зоны вакуумной дистилляции. Первая зона разделения может содержать установку для деасфальтизации растворителем. Вторая зона разделения может содержать колонну фракционирования. Первая зона разделения содержит вакуумную колонну.
В различных аспектах предложено устройство для получения углеводородного топлива и базового смазочного масла. Указанное устройство содержит: установку для деасфальтизации растворителем, выполненную с возможностью приема потока остатка из зоны вакуумной дистилляции и обеспечения потока смолы и деасфальтированного масла; первую зону гидропереработки, содержащую реактор с катализатором и выполненную с возможностью приема деасфальтированного масла и приема вакуумного газойля, выборочной обработки деасфальтированного масла и вакуумного газойля, а также обеспечения первого потока продукта; колонну фракционирования, выполненную с возможностью приема и разделения первого потока продукта на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; вакуумную колонну, выполненную с возможностью приема и разделения потока неконвертированной нефти на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; вторую зону гидропереработки, содержащую реактор с катализатором и выполненную с возможностью приема рециркуляционного потока, выборочной обработки рециркуляционного потока и обеспечения второго потока продукта; и рециркуляционный трубопровод, выполненный с возможностью подачи второго потока продукта из второй зоны гидропереработки в колонну фракционирования.
Дополнительные аспекты, варианты осуществления и подробные сведения об изобретении, которые без исключений могут комбинироваться любым образом, представлены в приведенном ниже подробном описании изобретения.
Определения
В контексте настоящего документа термин «температура кипения» означает эквивалентную температуру кипения при атмосферном давлении (AEBP), вычисляемую на основании наблюдаемой температуры кипения и давления перегонки, вычисляемых с использованием уравнений, представленных в приложении A7 D1160 ASTM, озаглавленном «Способы преобразования наблюдаемых температур пара в температуры, эквивалентные атмосферным».
В контексте настоящего документа термин «смола» означает углеводородсодержащий материал, кипящий при температуре выше 538°C (975°F) AEBP, определяемой любым стандартным способом газохроматографической имитированной дистилляции, например, ASTM D2887, D6352 или D7169, все из которых используют в нефтяной промышленности.
В контексте настоящего документа термин «поток» может предполагать включение молекул различных углеводородов, таких как неразветвленные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкадиены и алкины, и необязательно других веществ, таких как газы, например водород, или примеси, такие как тяжелые металлы и соединения серы и азота. Поток также может включать ароматические и неароматические углеводороды. Кроме того, молекулы углеводородов могут быть сокращенно обозначены как C1, C2, C3 ... Cn, где «n» представляет собой число атомов углерода в одной или более молекул углеводорода. Более того, вместе с сокращенным обозначением одного или более углеводородов может использоваться надстрочный знак «+» или «-», например C3+ или C3-, что включает в себя сокращение одного или более углеводородов. В качестве примера сокращение «С3+» означает одну или более молекул углеводорода c тремя и/или более атомами углерода. «Поток» также может представлять собой или включать вещества, например флюиды, отличные от углеводородов, такие как водород.
В настоящем документе термин «зона» может относиться к объекту, включающему в себя одну или более единиц оборудования и/или одну или более подзон. Единицы оборудования могут включать в себя один или более реакторов или реакционных сосудов, нагревателей, обменников, труб, насосов, компрессоров и контроллеров. Кроме того, единица оборудования, такая как реактор, осушитель или сосуд, может дополнительно включать в себя одну или более зон или подзон.
В контексте настоящего документа термин «гидропереработка» может относиться к обработке одного или более углеводородов в присутствии водорода и может включать гидроочистку и/или гидрокрекинг.
В контексте настоящего документа термин «гидрокрекинг» может относиться к способу разрыва связей или крекинга по меньшей мере одного длинноцепочечного углеводорода на углеводороды с более низкой молекулярной массой в присутствии водорода и по меньшей мере одного катализатора.
В контексте настоящего документа термин «гидроочистка» может относиться к способу, включающему обеспечение взаимодействия углеводородного сырья с газообразным водородом в присутствии одного или более подходящих катализаторов для удаления гетероатомов, например серы, азота и металлов, из углеводородного сырья. При гидроочистке углеводороды с двойными и тройными связями могут быть насыщенными, и ароматические вещества также могут быть насыщенными, поскольку некоторые способы гидроочистки, в частности, предназначены для насыщения ароматических веществ.
В контексте настоящего документа термин «вакуумная дистилляция» может относиться к способу дистилляции потока, как правило, потока нижнего продукта, из колонны атмосферной дистилляции с использованием давления менее 101,3 кПа, чтобы способствовать кипению и дистилляции.
В контексте настоящего документа термин «вакуумный газойль» может включать один или более углеводородов С22–С52, кипящих при температуре в диапазоне от 340° до 590°C (от 644° до 1094°F) или от 340° до 560°C (от 644° до 1040°F) при 101,3 кПа (14,7 фунт/кв. дюйм). Вакуумный газойль может представлять собой углеводородный продукт вакуумной дистилляции и в настоящем документе может быть обозначен как VGO.
В контексте настоящего документа термин «дизельное топливо» может включать углеводороды с температурой кипения в диапазоне от 150° до 400°C (от 302° до 752°F) и предпочтительно от 200° до 400°C (от 392° до 752°F).
Как показано на фигурах, линии технологического потока могут быть взаимозаменяемо называть, например, трубопроводами, трубами, линиями подачи, отводами, маслами, частями, продуктами или потоками.
Подробное описание графических материалов
Один или более примеров осуществления настоящего изобретения будут описаны ниже вместе с приведенными ниже графическими материалами, в которых:
на фиг. 1 представлена принципиальная блок-схема одного варианта осуществления устройства и способа настоящего изобретения; и
на фиг. 2 представлена принципиальная блок-схема другого варианта осуществления устройства и способа настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Как упомянуто выше, были разработаны устройства и способы получения базового смазочного масла и углеводородного топливного продукта, в которых поток деасфальтированного масла и VGO направляют и подают в первую зону гидропереработки. После первой зоны гидропереработки можно извлечь углеводородный топливный продукт. После извлечения углеводородного топливного продукта неконвертированный материал может быть разделен на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток. Потоки базового смазочного масла могут быть обогащены, а рециркуляционный поток может быть подвергнут гидропереработке во второй зоне гидропереработки. Продукты могут быть объединены для обеспечения эффективного разделения и извлечения требуемых продуктов. Считают, что такие устройства и способы обеспечивают эффективное и действенное извлечение запасов углеводородного топливного продукта и базового смазочного масла, а также позволяют управлять производством нефтеперерабатывающего завода в зависимости от потребности в продуктах.
С учетом перечисленных общих принципов один или более вариантов осуществления настоящего изобретения будут описаны с учетом того, что приведенное ниже описание не носит ограничительного характера.
Как показано на фиг. 1 и 2, устройство в целом обозначено ссылочной позицией 10 и может быть использовано для осуществления различных способов. В этих способах поток 12 подают в зону 14 разделения, содержащую установку 16 для деасфальтизации растворителем. Поток 12 предпочтительно представляет собой поток остатка из зоны 18 разделения, в частности, зоны вакуумной дистилляции, содержащей колонну 20 вакуумной дистилляции. Поток остатка будет содержать смолу и углеводороды, которые, как правило, имеют начальную температуру кипения выше 524°C (975°F).
Вторая зона 14 разделения и, в частности, установка 16 для деасфальтизации растворителем, выполнена с возможностью приема потока 12 и разделения компонентов на смолу и деасфальтированное масло, которые содержатся, соответственно, в потоках 22, 24.
В типовой установке 16 для деасфальтизации растворителем поток 12 остатков накачивают и смешивают с растворителем в потоке 17, содержащем рециркулированный растворитель и подпиточный растворитель, перед введением в экстракционную колонну (не показана). В экстракционную колонну может быть добавлен дополнительный растворитель. Легкий парафиновый растворитель, как правило, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан или их смеси, растворяет часть смолы в растворителе. Смола, растворенная в растворителе, поднимается в верхний продукт экстракционной колонны. Экстракционная колонна, как правило, работает при температуре от 93° до 204°С (от 200° до 400°F) и от 3,8 до 5,6 МПа (от 550 до 850 фунтов на кв. дюйм). Температура и давление в экстракционной колонне 120, как правило, ниже критических значений для растворителя, но могут быть выше или ниже этих критических значений в случае надлежащего контроля плотности.
Определяющим качеством для растворимости легкого углеводородного растворителя является его плотность, поэтому растворители, эквивалентные конкретному растворителю, будут иметь эквивалентную плотность. Например, в одном варианте осуществления гептан представляет собой самый плотный растворитель, который можно использовать без обеспечения высоких концентраций ванадия в деасфальтированном масле (DAO). Растворители с более низкой плотностью по сравнению с гептаном также должны быть пригодны для повышения низких концентраций ванадия в DAO. В частности, растворитель растворяет парафиновые и менее полярные ароматические соединения в исходной смоле. N-пентан является подходящим растворителем.
Концентрация металлов в смеси растворителя и DAO ниже, чем в потоке 12. Смесь растворителя и DAO нагревают до сверхкритической температуры для растворителя, например, путем косвенного теплообмена с нагреваемым растворителем. Нагретый до сверхкритической температуры растворитель отделяется от DAO в разделительной колонне (не показана), находящейся в сообщении вниз по потоку с верхним продуктом экстракционной колонны. Разделительная колонна 130 DAO, как правило, работает при температуре от 177° до 287°C (от 350° до 550°F) и от 3,8 до 5,2 МПа (от 550 до 750 фунтов на кв. дюйм). Рециркуляционный поток растворителя выходит из разделительной колонны DAO.
Обедненный растворителем пар DAO выходит из разделительной колонны и поступает в отгоночную колонну (не показана), находящуюся в сообщении вниз по потоку с дном разделительной колонны. Отгоночная колонна дополнительно отделяет растворитель от DAO путем отгонки DAO из увлекаемого растворителя при низком давлении. Пар может быть использован в качестве флюида для отгонки в отгоночной колонне. Отгоночная колонна 160, как правило, работает при температуре от 149° до 260°C (от 300° до 500°F) и от 344 кПа до 1034 кПа (от 50 до 150 фунтов на кв. дюйм). Другой поток извлечения растворителем может быть извлечен из отгоночной колонны. Кроме того, из отгоночной колонны получают поток не содержащего растворитель деасфальтированного масла 24.
Более тяжелые части потока 12 остатка являются нерастворимыми и оседают в экстракционной колонне. Поток нижних продуктов из экстракционной колонны содержит металлы в большей концентрации, чем сырье в потоке 12 остатка. Поток нижних продуктов нагревают, например, с помощью огневого нагревателя или с помощью других средств теплообмена, и разделяют в колонне отгонки смолы (не показана) для получения обедненного растворителем потока смолы и потока извлечения растворителем. В качестве флюида для отгонки в колонне отгонки смолы можно использовать пар. Колонна отгонки смолы находится в сообщении вниз по потоку с указанной колонной для экстракции растворителя для отделения растворителя от смолы. Колонна отгонки смолы, как правило, работает при температуре от 204° до 260°C (от 400° до 500°F) и от 344 кПа до 1034 кПа (от 50 до 150 фунтов на кв. дюйм). Обедненный растворителем поток смолы содержит поток 22 смолы. Описание дальнейшей обработки потока 22 смолы не является необходимым для понимания или практического применения настоящего изобретения.
Поток 24 деасфальтированного масла подают в первую зону 26 гидропереработки. Кроме того, в первую зону 28 гидропереработки подают другой поток 26 углеводорода, например поток VGO. Как указано выше, если зона 18 разделения, которая обеспечивает поток 12 остатка, содержит колонну 20 вакуумной дистилляции, предполагается, что поток 28 VGO также поступает из колонны 20 вакуумной дистилляции. Поток 28 VGO и поток 24 деасфальтированного масла можно объединять, а затем подавать в первую зону 26 гидропереработки в виде объединенного потока, либо поток 28 VGO и поток 24 деасфальтированного масла можно подавать в виде отдельных потоков. Предполагается, что согласно настоящим способам в качестве другого потока 28 углеводорода подходят другие потоки, включая, например, поток неконвертированной нефти, содержащий более тяжелые углеводороды, чем дизельное топливо, или смесь потоков VGO и дистиллята.
Возвращаясь к фиг. 1 и 2, отметим, что первая зона 26 гидропереработки содержит реактор 30 гидропереработки, содержащий катализатор гидропереработки и работающий в условиях выборочной гидропереработки потока 28 VGO и потока 24 деасфальтированного масла, и обеспечивает поток 32 продукта. Поток водородсодержащего газа (не показан), как правило, подают в реактор 30 гидропереработки.
2
3
Гидропереработка может включать по меньшей мере одно из гидроочистки и гидрокрекинга. Как известно, гидроочистка включает использование катализатора и соответствующие условия, при которых происходит удаление из углеводородов органических соединений серы и преобразование в сульфид водорода (HS), а также удаление органических соединений азота и преобразование в аммиак (NH). Кроме того, как известно в данной области техники, гидрокрекинг включает использование подходящего катализатора гидрокрекинга, такого как кислотный катализатор гидрокрекинга, и подходящие условия для разделения более крупных молекул углеводорода на молекулы требуемых углеводородов, имеющие меньший размер.
Специалистам в данной области техники известны катализаторы и условия для гидроочистки. Примеры катализаторов гидроочистки включают металлы группы VIII, такие как никель и/или кобальт, и металлы группы VI, такие как молибден и/или вольфрам, на носителе с большой площадью поверхности, например, из оксида алюминия. Металл группы VIII, как правило, содержится в количестве от 2 до 20 мас.%, а металл группы VI, как правило, содержится в количестве от 1 до 25 мас.%.
-1
-1
-1
Примеры условий гидроочистки включают температуру от 260° до 454°C (от 500° до 892°F), парциальное давление водорода от 2000 до 14 000 кПа (от 290 до 2031 фунтов на кв. дюйм) (как правило, от 4000 до 7000 кПа (от 580 до 1015 фунтов на кв. дюйм)) и часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,5 до 10 ч (как правило, от 1 ч до 3 ч).
Как известно, катализатор гидрокрекинга, содержащий компонент для гидрогенизации, например металлический компонент группы VIII и/или металлический компонент группы VIB, в основном распределен по носителю. В частности, катализатор гидрокрекинга, как правило, содержит от 5 до 50 мас.% металлического компонента группы VIB, измеренного в виде триоксида, и/или от 2 до 20 мас.% металлического компонента группы VIII, измеренного в виде монооксида, размещенного на пригодном тугоплавком оксиде. Для обеспечения кислотной основы для катализатора гидрокрекинга носитель может представлять собой аморфный алюмосиликат или цеолит. Кроме того, могут быть использованы другие тугоплавкие оксиды. Катализатор может быть получен традиционными способами, включая пропитывание предварительно отформованного носителя катализатора. Другие способы включают совместное гелеобразование, совместное перемешивание формовочных материалов или осаждение каталитических металлов с носителем катализатора с последующим обжигом. Предпочтительные катализаторы содержат носители из аморфного оксида, которые экструдируют и затем пропитывают каталитическими металлами.
-1
Примеры условий гидрокрекинга включают температуру от 232° до 427°C (от 450° до 800°F), давление от 3,5 до 17,2 МПа (от 500 до 2500 фунтов на кв. дюйм) и часовую объемную скорость жидкости от 0,5 до 5 ч.
Первый поток 32 продукта из первой зоны 26 гидропереработки подают в другую зону 34 разделения, предпочтительно содержащую колонну 36 фракционирования. Колонна 36 фракционирования выполнена с возможностью разделения компонентов первого потока 32 продукта, как известно в данной области техники, и обеспечения по меньшей мере одного потока 38 топливного углеводорода и потока 40 неконвертированной нефти.
Предполагается, что поток 38 топливного углеводорода содержит дизельное топливо. Однако предполагается наличие потоков и других топливных углеводородов, включая, например, потоки топлива для реактивных двигателей, керосина, а также бензина или лигроина. Диапазоны температуры кипения различных фракций продукта, извлеченных на каком-либо конкретном нефтеперерабатывающем предприятии, будут различаться в зависимости от таких факторов, как характеристики источника сырой нефти, местные рынки нефтеперерабатывающего предприятия, стоимость продукции и т.п. Дополнительную информацию о свойствах керосина и дизельного топлива, а также D-1655 топлива для питания авиационной турбины можно получить по ссылке на стандарты ASTM D-975 и D-3699-83.
Как показано на фиг. 1, поток 40 неконвертированной нефти может быть подан в другую зону 42 разделения, которая предпочтительно содержит вакуумную колонну 44. В вакуумной колонне 44 применяют вакуумную дистилляцию для разделения компонентов потока 40 неконвертированной нефти на один или более потоков 46a, 46b, 46c базового смазочного масла и рециркуляционный поток 48, описанный ниже. Количество и компоненты потоков 46a, 46b, 46c базового смазочного масла могут зависеть от потребности, причем вязкость является определяющим фактором для их разделения. Вакуумная колонна 44 зоны 42 разделения также может обеспечивать второй поток 47 топливного углеводорода, аналогичный по композиции по меньшей мере одному потоку 38 топливного углеводорода из зоны 34 разделения с колонной 36 фракционирования.
Потоки 46a, 46b, 46c базового смазочного масла можно подавать в зону 50 обогащения, содержащую, например, установку 52 для депарафинизации. В установке 52 для депарафинизации одно или более из слоев или тарелок включает катализатор, улучшающий по меньшей мере одно свойство текучести в холодном состоянии (т.е. температуру потери текучести, температуру помутнения и т.д.) углеводородов. Для обработки нефтяных фракций с начальной температурой кипения свыше 177°C (350°F) для улучшения по меньшей мере одного свойства текучести в холодном состоянии в нефтеперерабатывающей промышленности используют способы депарафинизации и гидродепарафинизации. Улучшения температуры потери текучести, как правило, достигают путем избирательного удаления нормальных парафинов или гидроизомеризации нормальных парафинов.
Способы депарафинизации и гидроизомеризации хорошо известны как в патентной, так и в научной литературе. Такие способы предполагают использование кристаллических алюмосиликатов в качестве катализаторов. См., например, патенты США № 3,140,249; 3,140,252; 3,140,251; 3,140,253; 3,956,102; и 4,440,991. Кроме того, были описаны алюмосиликаты типа ZSM для применения в способах конверсии углеводородов, включающих депарафинизацию. Примеры патентов включают патенты США №: повт. 28,398; 3,700,585; 3,852,189; 3,980,550, 3,968,024; 4,247,388; 4,153,540; 4,229,282; 4,176,050; 4,222,855; 4,428,826; 4,446,007; 4686029. В этих и других патентах описано применение различных кристаллических алюмосиликатов в качестве катализаторов в способах депарафинизации. Кроме того, описание катализатора, содержащего кристаллический силикат, а не кристаллический алюмосиликат, приведено в патенте США № 4,441,991.
3
Катализатор депарафинизации может представлять собой катализатор гидродепарафинизации, содержащий гидрирующий компонент на носителе, содержащем диспергированное молекулярное сито со средними порами в пористом тугоплавком оксиде. Примеры таких предпочтительных катализаторов, как правило, содержат от 5 до 50 мас.% металлического компонента группы VIB и/или от 2 до 20 мас.% металлического компонента группы VIII вместе с депарафинизирующим компонентом на пригодном тугоплавком оксиде. Предпочтительные металлы группы VIII включают никель и кобальт, а предпочтительные металлы группы VIB включают молибден и вольфрам. Одной из наиболее предпочтительных комбинаций для гидрирующего компонента является никель-вольфрам. Пригодные тугоплавкие оксиды включают кремнезем, алюмосиликат, силикат магнезии, силикат диоксида титана и т.п., причем глинозем является предпочтительным. Катализатор предпочтительно содержит кристаллическое молекулярное сито со средними порами, обладающее крекирующей активностью, например, силикалит или алюмосиликат, имеющие высокое содержание кремнезема. Предпочтительные катализаторы включают в себя носитель, содержащий молекулярное сито со средними порами, диспергированное в матрице глинозема. Такие носители можно получить, например, путем экструзии смеси 30 мас.% дисперсии молекулярного сита в 70 мас.% глинозема. Глинозем, используемый в носителе, представляет собой смесь, предпочтительно содержащую от 50 до 75 мас.% гамма-глинозема и от 25 до 50 мас.% пептизированного глинозема Catapal. Один из предпочтительных катализаторов содержит 4 мас.% никеля (измеренного в виде NiO) и 22 мас.% вольфрама (измеренного в виде WO) на носителе, содержащем 30 мас.% силикалита, диспергированного в 70 мас.% смеси глинозема. Альтернативный предпочтительный катализатор содержит носитель с 80 мас.% силикалита, диспергированного в 20 мас.% смеси глинозема. Другим альтернативным предпочтительным катализатором является гидроизомеризирующий катализатор, содержащий благородный металл.
Как правило, катализатор депарафинизации может содержать катализатор с раскрытостью пор, достаточной для уменьшения температуры потери текучести, температуры помутнения, предельной температуры холодной фильтруемости потока дизельного топлива, например силикалитовый катализатор, катализатор ZSM-5, бета-цеолитный катализатор, катализатор с металлом VIII группы на связанном цеолите, MIDW, катализатор, содержащий металл, нанесенный на аморфный алюмосиликат или цеолит бета (бета), и, как правило, имеет большие поры, которые обеспечивают образование разветвленных структур во время изомеризации парафина. К примерам других молекулярных сит с большими порами относятся ZSM-3, ZSM-12, ZSM-20, MCM-37, MCM-68, ECR-5, SAP0-5, SAP0-37. Можно использовать любое количество пригодного катализатора, и настоящее изобретение не ограничено применением какого-либо конкретного катализатора.
Рабочие условия установки 52 для депарафинизации предпочтительно включают давление в диапазоне от 3,5 до 17,2 МПа маном. (от 500 до 2500 фунтов на кв. дюйм) и температуру в диапазоне от 343° до 427°C (от 650° до 800°F).
Альтернативно, как показано на фиг. 2, весь поток 40 неконвертированной нефти может быть подан в установку 52 для депарафинизации зоны 50 обогащения. Поток 54 обогащенного продукта может быть подан в вакуумную колонну 44 зоны 42 разделения и разделен на потоки 54a, 54b, 54c базового смазочного масла и рециркуляционный поток 48. Кроме того, зона 42 разделения с вакуумной колонной 44 может обеспечивать второй поток 47 топливного углеводорода, аналогичный по композиции по меньшей мере одному потоку 38 топливного углеводорода из зоны 34 разделения с колонной 36 фракционирования.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, установка 52 для депарафинизации вероятнее всего будет работать в режиме пакетной обработки различных потоков 54a, 54b, 54c базового смазочного масла по отдельности. В противоположность этому, в варианте осуществления, показанном на фиг. 2, установка 52 для депарафинизации может быть выполнена с возможностью непрерывной обработки потока 40 неконвертированной нефти. Однако, поскольку установка 52 для депарафинизации обрабатывает весь поток 40 неконвертированной нефти, предполагается, что установка 52 для депарафинизации должна быть большей в конфигурации, показанной на фиг. 2, по сравнению с конфигурацией, показанной на фиг. 1.
В обоих вариантах осуществления рециркуляционный поток 48 из зоны 42 разделения с вакуумной колонной 44 подают во вторую зону 56 гидропереработки. Вторая зона 56 гидропереработки также содержит реактор 58 и содержит катализатор, который при надлежащих условиях обработки выполнен с возможностью осуществления гидроочистки и гидрокрекинга углеводородов в рециркуляционном потоке 48 для обеспечения второго потока 60 продукта. Вторая зона 56 гидропереработки также способна принимать поток водородсодержащего газа и функционировать в условиях, аналогичных или отличных от условий первой зоны 26 гидропереработки; однако предполагается, что вторая зона 56 гидропереработки работает в более жестких условиях. Второй продукт 60 подают обратно в зону 34 разделения с колонной 36 фракционирования для обеспечения разделения углеводородов, как описано выше в отношении первого потока 32 продукта из первой зоны 26 гидропереработки.
Как обсуждалось выше, такие способы и устройства обеспечивают достижение требуемого эффекта и эффективное производство запаса углеводородного топлива и базового смазочного масла из установки SDA, обрабатывающей проходящий в ней вакуумный поток нижнего продукта, который включает смолу.
Соответственно, также предполагается, что управление разделением в зоне 42 разделения с вакуумной колонной 42, при котором происходит разделение неконвертированной нефти в зоне потока 40, осуществляют таким образом, что разделение, которое может быть основано, например, на вязкости продукта, основано на требуемом (-ых) конечном (-ых) продукте (-ах). Таким образом, указанные процессы могут быть динамичными, что позволяет оператору корректировать условия процесса в зависимости от потребности в продуктах. Соответственно, если более желательными являются топливные углеводороды, условия в зонах реакции и разделения можно отрегулировать таким образом, чтобы преимущественно обеспечить производство углеводородных топливных продуктов.
Следует понимать, и специалистам в данной области должно быть понятно, что на графических материалах не показаны различные другие компоненты, такие как клапаны, насосы, фильтры, охладители и т.д., поскольку считается, что данные устройства хорошо известны специалистам в данной области и их описание не является необходимым для практической реализации или понимания вариантов осуществления настоящего изобретения.
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 настоящего изобретения представляет собой способ обеспечения запаса топливного углеводорода и базового смазочного масла, который включает разделение потока остатка в первой зоне разделения на поток смолы и поток деасфальтированного масла с помощью растворителя; гидропереработку потока деасфальтированного масла в первой зоне гидропереработки; гидропереработку потока вакуумного газойля в первой зоне гидропереработки; разделение потока продукта из первой зоны гидропереработки во второй зоне разделения на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; разделение потока неконвертированной нефти в третьей зоне разделения на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; гидропереработку рециркуляционного потока во второй зоне гидропереработки; и разделение потока продукта из второй зоны гидропереработки во второй зоне разделения. Вариант осуществления настоящего 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 включающие обогащение по меньшей мере части потока неконвертированной нефти в зоне депарафинизации. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона депарафинизации расположена ниже по потоку относительно третьей зоны разделения. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона депарафинизации расположена выше по потоку относительно третьей зоны разделения. Вариант осуществления настоящего 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 включающие объединение потока деасфальтированного масла и потока вакуумного газойля. Вариант осуществления настоящего 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 включающие объединение потока продукта из второй зоны гидропереработки и потока продукта из первой зоны гидропереработки. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых в первая зона разделения включает в себя установку для деасфальтирования растворителя. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых вторая зона разделения включает в себя колонну фракционирования. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых третья зона разделения включает в себя вакуумную колонну.
Второй вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ обеспечения запаса топливного углеводорода и базового смазочного масла, который включает подачу потока остатка из зоны вакуумной дистилляции в первую зону разделения, выполненную с возможностью разделения (с помощью растворителя) потока остатка на поток смолы и поток деасфальтированного масла; подачи потока деасфальтированного масла в первую зону гидропереработки, содержащую катализатор и выполненную с возможностью обеспечения первого потока продукта; подачи потока вакуумного газойля в первую зону гидропереработки; подачу первого потока продукта из первой зоны гидропереработки во вторую зону разделения, выполненную с возможностью разделения первого потока продукта на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; подачи потока неконвертированной нефти в третью зону разделения, выполненную с возможностью разделения потока неконвертированной нефти на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; подачи рециркуляционного потока во вторую зону гидропереработки, содержащую катализатор и выполненную с возможностью обеспечения второго потока продукта; и подачи второго потока продукта во вторую зону разделения. Вариант осуществления настоящего 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 включающие подачу части потока неконвертированной нефти в зону обогащения, выполненную с возможностью депарафинизации одного или более потоков базового смазочного масла и обеспечения депарафинированного потока. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона обогащения принимает один или более потоков базового смазочного масла. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона обогащения принимает поток неконвертированной нефти из второй зоны разделения. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых третья зона разделения обеспечивает второй поток топливного углеводорода. Вариант осуществления настоящего 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 включающие объединение потока вакуумного газойля и потока деасфальтированного масла с образованием объединенного потока, причем первая зона гидропереработки принимает объединенный поток. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых поток вакуумного газойля подают в первую зону гидропереработки из зоны вакуумной дистилляции. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых в первая зона разделения включает в себя установку для деасфальтирования растворителя. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых вторая зона разделения включает в себя колонну фракционирования. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых первая зона разделения содержит вакуумную колонну.
Третий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой устройство для получения углеводородного топлива и базового смазочного масла, содержащее установку для деасфальтизации растворителем, выполненную с возможностью приема потока остатка из зоны вакуумной дистилляции и обеспечения потока смолы и деасфальтированного масла; первую зону гидропереработки, содержащую реактор с катализатором и выполненную с возможностью приема деасфальтированного масла и приема вакуумного газойля, выборочной обработки деасфальтированного масла и вакуумного газойля, а также обеспечения первого потока продукта; колонну фракционирования, выполненную с возможностью приема и разделения первого потока продукта на поток топливного углеводорода и поток неконвертированной нефти; вакуумную колонну, выполненную с возможностью приема и разделения потока неконвертированной нефти на один или более потоков базового смазочного масла и рециркуляционный поток; вторую зону гидропереработки, содержащую реактор с катализатором и выполненную с возможностью приема рециркуляционного потока, выборочной обработки рециркуляционного потока и обеспечения второго потока продукта; и трубопровод, выполненный с возможностью подачи второго потока продукта из второй зоны гидропереработки в колонну фракционирования.
Без дальнейшего описания стоит отметить, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко установить основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от его сущности и объема вносить в настоящее изобретение различные изменения и модификации для его адаптации 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.
В приведенном выше подробном описании изобретения был представлен по меньшей мере один пример осуществления, но следует понимать, что существует большое количество его вариантов. Следует также понимать, что пример осуществления или примеры осуществления являются лишь примерами и не предназначены для ограничения каким-либо образом объема, применимости или конфигурации изобретения. Наоборот, приведенное выше подробное описание предоставит специалистам в данной области техники удобную концепцию для реализации примера осуществления изобретения, при этом следует понимать, что функции и расположения элементов, описанные в примере осуществления, могут быть различным образом изменены без отступления от объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения и ее правовых эквивалентах.