СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ СЫРОЙ НЕФТИ

1. Способ переработки сырой нефти, включающий следующие стадии:
подачу сырой нефти в одну или более установок для перегонки при атмосферном давлении для разделения на различные потоки;
подачу тяжелого остатка (остатков), отделенного в установке (установках) для перегонки при атмосферном давлении в установку для перегонки при пониженном давлении с извлечением по меньшей мере двух жидких потоков;
2
подачу вакуумного остатка, отделенного в установке для перегонки при пониженном давлении в установку для переработки, включающую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе, в который подают водород или смесь водорода и HS в присутствии подходящего диспергированного катализатора гидрирования, размеры частиц которого составляют от 1 нанометра до 30 микрон, для получения продукта в паровой фазе, который подвергают одной или более стадиям разделения, получая фракции как в паровой фазе, так и в жидкой фазе, а также побочный продукт в шламовой фазе;
подачу более легкой отделенной фракции, полученной в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку (HDS1) гидрообессеривания легких газойлей;
подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения выше 350°С, в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей;
подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения от 170 до 350°С, в установку (HDS2) гидрообессеривания средних газойлей;
подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°С, в установку (HDS3) обессеривания нафты;
подачу жидкого потока, отделенного в установке для перегонки при атмосферном давлении и имеющего температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°С, в указанную установку (HDS3) обессеривания нафты,
отличающийся тем, что установка гидроконверсии, в дополнение к одному или более реактору гидроконверсии в шламовой фазе, включает сепаратор, в который направляют остаток в шламовой фазе, за которым следуют второй сепаратор, установка для отпарки при атмосферном давлении и сепарационная установка.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в установке гидроконверсии, включающей по меньшей мере один реактор гидроконверсии, получают продукт в паровой фазе, который подвергают разделению с получением фракций в паровой фазе и жидкой фазе.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что более тяжелую фракцию, отделенную в виде жидкой фазы в установке гидроконверсии, включающей по меньшей мере один реактор гидроконверсии, по меньшей мере частично повторно используют в установке для перегонки при пониженном давлении.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что более легкую отделенную фракцию, полученную в установке для перегонки при пониженном давлении, и жидкую фракцию, отделенную в установке гидроконверсии и имеющую температуру кипения от 170 до 350°С, подают в одну и ту же установку (HDS1/HDS2) гидрообессеривания легких или средних газойлей.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установка (REF) риформинга расположена ниже по потоку относительно установки (HDS3) обессеривания нафты.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в установке для перегонки при пониженном давлении выделяют три потока, при этом третий поток, имеющий температуру кипения от 350 до 540°С, подают в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что более тяжелую фракцию, полученную ниже по потоку относительно установки (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей, направляют в установку (FCC) флюид-каталитического крекинга.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установка гидроконверсии, в дополнение к одному или более реактору гидроконверсии в шламовой фазе, в которых получают продукт в паровой фазе и остаток в шламовой фазе, включает секцию газ/жидкостной обработки и разделения, в которую направляют продукт в паровой фазе.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что установка гидроконверсии дополнительно включает многофункциональную вакуумную установку, расположенную ниже по потоку относительно установки для отпарки при атмосферном давлении.
10. Способ по п. 8 или 9, отличающийся тем, что в секции газ/жидкостной обработки и разделения, помимо газов, получают более тяжелый жидкий поток, промежуточный жидкий поток с температурой кипения ниже 380°С и поток, по существу, содержащий подкисленную воду; при этом более тяжелый поток направляют во второй сепаратор, расположенный ниже по потоку относительно реактора (реакторов) гидроконверсии, а промежуточный жидкий поток направляют в сепарационную установку, расположенную ниже по потоку относительно установки для отпарки при атмосферном давлении.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что тяжелый жидкий остаток отделяют от газообразного потока в первом сепараторе; жидкий поток и второй газообразный поток разделяют во втором сепараторе, в который подают более тяжелый жидкий поток, полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения; газообразный поток, извлеченный в первом сепараторе, либо объединяют с указанным вторым газообразным потоком, либо подают во второй сепаратор; оба указанные потока, извлекаемые во втором сепараторе, подают в установку для отпарки при атмосферном давлении в зоны на разной высоте установки, получая из указанной установки для отпарки при атмосферном давлении более тяжелый жидкий поток и более легкий жидкий поток, который подают в сепарационную установку таким образом, чтобы получить по меньшей мере три фракции, одну из которых, наиболее тяжелую фракцию с температурой кипения выше 350°С, направляют в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей, а также получают фракцию с температурой кипения от 170 до 350°С и фракцию с температурой кипения в диапазоне от температуры кипения С5 продуктов до 170°С.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что как тяжелый остаток, отделенный в первом сепараторе, так и наиболее тяжелый жидкий поток, отделенный в установке для отпарки при атмосферном давлении, подают в многофункциональную вакуумную установку на разных уровнях, получая, в дополнение к газообразному потоку, более тяжелый остаток, который повторно используют в реакторе (реакторах) гидроконверсии, и более легкий жидкий поток с температурой кипения выше 350°С, который направляют в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей.
13. Способ по п. 1, в котором нанодисперсный катализатор является катализатором на основе молибдена.