СПОСОБ КАТАЛИТИЧЕСКОГО ГИДРОКРЕКИНГА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СВЕРХМАЛОСЕРНИСТОГО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
METHOD OF CATALYTIC HUDROGEN CRACKING OF HYDROCARBON RAW MATERIAL FOR RECEIVING OF ULTRA LOW-SULPHUR LIGHT DIESEL FUEL

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области гидрокрекинга углеводородного исходного сырья. Владельцы нефтеперерабатывающих предприятий зачастую обеспечивают производство нужной продукции, к примеру, такой как топливо для турбореактивных двигателей, дизельное топливо и другие нефтепродукты, известные как газойли, а также как низкокипящие углеводородные жидкости, к примеру, такие как нафта и бензин, посредством гидрокрекинга углеводородного исходного сырья, получаемого, например, из сырой нефти. В качестве исходного сырья, чаще всего подвергаемого гидрокрекингу, используют обычные газойли и тяжелые газойли, получаемые из сырой нефти посредством перегонки. Типичный газойль содержит значительную долю углеводородных компонентов, кипящих при температуре свыше 371°С (700°F), обычно, по меньшей мере, 50 весовых процентов компонентов с точкой кипения свыше 371°С (700°F). Типичный газойль вакуумной перегонки обычно имеет точку кипения, находящуюся в пределах от 315°С (600°F) до 565°С (1050°F).
Гидрокрекинг обычно осуществляется посредством обеспечения контакта в реакционном аппарате или в зоне для проведения гидрокрекинга между перерабатываемым газойлем или другим исходным сырьем и соответствующим катализатором гидрокрекинга в условиях повышенной температуры и давления и в присутствии водорода с получением при этом соответствующего продукта, который имеет состав, требующийся владельцу нефтеперерабатывающего предприятия. На выход продуктов гидрокрекинга влияют рабочие условия, создаваемые внутри реакционного аппарата, предназначенного для проведения гидрокрекинга, а также применяемые катализаторы гидрокрекинга.
Одним из предпочтительных углеводородных продуктов, получаемых гидрокрекингом сырья, является дизельное топливо или же углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива. Нефтепродукты, поступающие на рынок, должны отвечать минимальным техническим требованиям. В связи со стремлением к уменьшению загрязнения окружающей среды, а также с введением новых правил и требований постоянно снижаются допустимые уровни содержания в дизельном топливе таких загрязняющих веществ, как сера и азот. В последнее время и в Соединенных Штатах, и в Европе были предложены к введению новые правила, требующие полного удаления серы из жидких углеводородов, которые используются в качестве топлива для транспортных средств, к примеру из таких жидких углеводородов, каковыми являются бензин и дизельное топливо.
Несмотря на то что в настоящее время нашли широкое применение самые разнообразные схемы осуществления процесса гидрокрекинга, а также создаваемые при этом соответствующие рабочие условия и применяемые катализаторы, тем не менее, все еще продолжает существовать настоятельная потребность в разработке новых способов гидрокрекинга, которые обеспечивали бы более низкие производственные затраты и способствовали бы улучшению характеристик получаемых нефтепродуктов. Настоящее изобретение способно обеспечить экономически эффективное осуществление процесса гидрокрекинга углеводородного исходного сырья с одновременным получением при этом, в качестве конечного нефтепродукта, сверхмалосернистого дизельного топлива.
Предшествующий уровень техники
В патенте US-A-6096191 В1 раскрывается способ осуществления процесса каталитического гидрокрекинга, который позволяет обеспечить контакт углеводородного исходного сырья и потока рециркулирующего жидкого нефтепродукта с водородом и с катализатором гидрокрекинга, чтобы в результате произошла конверсия с получением более низкокипящих углеводородов. Получаемый поток, вытекающий из зоны гидрокрекинга, подвергается десорбционной обработке водородом, по существу, при таком же давлении, которое существует в зоне гидрокрекинга, и, по меньшей мере, частично направляется на повторный цикл в реакционную зону гидрокрекинга.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ осуществления каталитического гидрокрекинга, который обеспечивает более низкие производственные затраты и позволяет получить максимальный выход сверхмалосернистого дизельного топлива посредством применения объединенной схемы прохождения потока, благодаря чему сводятся к минимуму те требования, которые предъявляются к применяемому производственному оборудованию, а также расходы, связанные с потреблением разного рода энергии.
Один из вариантов осуществления настоящего изобретения относится к способу осуществления каталитического гидрокрекинга, предназначенного для производства сверхмалосернистого дизельного топлива из углеводородного исходного сырья, который предусматривает наличие следующих стадий: (а) проведение реакции углеводородного исходного сырья и водорода в зоне гидрокрекинга, содержащей катализатор гидрокрекинга, с целью получения углеводородов, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива; (б) десорбционная обработка потока, вытекающего из зоны гидрокрекинга, в горячей, находящейся под высоким давлением зоне проведения десорбционной обработки, в которой поддерживается, по существу, такое же давление, которое существует в зоне гидрокрекинга, и температура в пределах от 232°С (450°F) до 468°С (875°F), причем первый обогащенный водородом газовый поток перерабатывается в первый газовый углеводородный поток, содержащий углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, и первый жидкостной углеводородный поток; (в) пропускание первого газового углеводородного потока, содержащего углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, в десульфурационную зону, содержащую десульфурационный катализатор, и получение потока, вытекающего из десульфурационной зоны; (г) конденсация, по меньшей мере, части потока, вытекающего из десульфурационной зоны, с целью получения второго обогащенного водородом газового потока и второго жидкостного углеводородного потока, содержащего углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива; (д) пропускание первого жидкостного углеводородного потока в зону мгновенного испарения при высокой температуре, в которой поддерживается давление в пределах от 445 кПа (50 фунтов на квадратный дюйм, избыточное) до 2858 кПа (400 фунтов на квадратный дюйм, избыточное) и температура в пределах от 232°С (450°F) до 468°С (875°F), с целью получения третьего жидкостного углеводородного потока, содержащего не превращенные углеводороды, а также углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива; (е) десорбционная обработка третьего жидкостного углеводородного потока и введение полученного после десорбционной обработки потока в колонну для отпарки, работающую при температуре в пределах от 232°С (450°F) до 468°С (875°F) и давлении в пределах от 3,5 кПа (0,5 фунта на квадратный дюйм, абсолютном) до 196,4 кПа (28,5 фунтов на квадратный дюйм, абсолютном), с целью получения четвертого жидкостного углеводородного потока, содержащего не превращенные углеводороды, и второго газообразного углеводородного потока, содержащего углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива; (ж) проведение реакции, по меньшей мере, части второго газообразного углеводородного потока в десульфурационной зоне, содержащей десульфурационный катализатор, и (з) улавливание потока нефтепродукта, получаемого в виде сверхмалосернистого дизельного топлива.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу осуществления процесса каталитического гидрокрекинга, предназначенного для производства сверхмалосернистого дизельного топлива из первого углеводородного исходного сырья и второго углеводородного исходного сырья, точка кипения которого находится в более низких пределах, чем для первого углеводородного исходного сырья. В дополнение к стадиям, предусмотренным для предыдущего варианта осуществления изобретения, в данном варианте предусматривается проведение реакции первого исходного сырья в зоне гидрокрекинга и, кроме того, пропускание первого газообразного углеводородного потока, а также второго углеводородного исходного сырья в десульфурационную зону. В следующей разновидности данного варианта осуществления настоящего изобретения, предлагаемый способ обеспечивает получение углеводородов, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, причем диапазон фактической температуры их кипения составляет от 154°С (309°F) до 370°С (680°F).
Прочие варианты осуществления настоящего изобретения охватывают дополнительные его подробности, к примеру, такие как различные типы и виды исходного сырья, катализаторов гидрокрекинга и предпочтительные рабочие условия, в том числе значения температуры и давления, которые далее полностью раскрываются в приведенном здесь ниже описании каждого из указанных аспектов данного изобретения.
Краткое описание чертежей
На чертеже представлена упрощенная технологическая схема осуществления процесса по способу в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Было установлено, что можно добиться максимального выхода сверхмалосернистого дизельного топлива и низкой себестоимости его производства, используя в этих целях вышеописанный агрегат для осуществления гидрокрекинга сырья.
Способ согласно настоящему изобретению может быть применен, в частности, с целью осуществления гидрокрекинга углеводородного нефтепродукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы, в производстве соответствующего нефтепродукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы, имеющие более низкую среднюю точку кипения и более низкий средний молекулярный вес. Более конкретно, используя настоящее изобретение, можно сравнительно легко осуществить производство сверхмалосернистого дизельного топлива. Углеводородное исходное сырье, которое может подвергаться гидрокрекингу в соответствии со способом согласно настоящему изобретению, включает в себя все минеральные нефтепродукты и синтетические нефтепродукты (например, сланцевое масло, битуминозный песчаник и т.д.) и различные их фракции. Для иллюстрации можно отметить различные виды углеводородного исходного сырья, которые включают в себя компоненты, кипящие при температуре свыше 288°С (550°F), к примеру, такие как атмосферные газойли, вакуумные газойли, вакуумные и атмосферные деасфальтированные нефтяные остатки, гидроочищенные окисленные нефтяные остатки, коксовые дистилляты, продукты прямой гонки, нефтепродукты сухой перегонки, высококипящие синтетические нефтепродукты, рецикловые газойли и дистилляты каталитического крекинга. Предпочтительным углеводородным исходным сырьем является газойль или же какая-нибудь иная углеводородная фракция, имеющая в своем составе компоненты, кипящие при температурах, превышающих точку конца кипения желательного конечного продукта, в количестве, по меньшей мере, 50 вес.%, а наиболее предпочтительно - по меньшей мере, 75 вес.%. Один из наиболее предпочтительных видов газойлевого исходного сырья будет содержать углеводородные компоненты, которые кипят при температуре свыше 288°С (550°F), с получением при этом наилучших результатов в том случае, когда исходное сырье содержит компоненты, кипящие при температуре в пределах от 315°С (600°F) до 538°С (1000°F), в количестве, по меньшей мере, 25 об.%. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения предусматривается введение в десульфурационную зону также второго углеводородного исходного сырья, имеющего более низкий диапазон температуры кипения по сравнению с диапазоном температуры кипения для первичного исходного сырья.
-10
-10
Избранное исходное сырье вводится в зону гидрокрекинга. В зоне гидрокрекинга может предусматриваться наличие одного или более слоев одного и того же или разных катализаторов. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, когда предпочтительными нефтепродуктами являются средние дистилляты, предпочтительны для применения такие катализаторы гидрокрекинга, которые содержат аморфные основания или же цеолитные основания низкого уровня в сочетании с одним или несколькими металлическими гидрогенизирующими компонентами группы VIII или VIB. В другом варианте осуществления настоящего изобретения, когда предпочтительными нефтепродуктами являются такие, которые имеют температурные пределы кипения, характерные для бензинов, в зоне гидрокрекинга предусматривается наличие катализатора, который представляет собой, в общем, любое кристаллическое цеолитное крекинговое основание, на котором с малым относительным содержанием имеются отложения металлического гидрогенизирующего компонента группы VIII. Дополнительные гидрогенизирующие компоненты для включения в цеолитное основание могут быть выбраны из группы VIIB. Цеолитные крекинговые основания иногда в данной области техники называются также молекулярными ситами и обычно состоят из кремнезема, глинозема и одного или нескольких обмениваемых катионов, к примеру, таких как катионы натрия, магния, кальция, редкоземельных металлов и т.д. Они также характеризуются наличием кристаллических пор сравнительно однородного диаметра в пределах от 4 до 14 Ангстрем (10 метра). Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие сравнительно высокое молярное отношение кремнезема к глинозему, находящееся в пределах от 3 до 12. Пригодные к применению в этих целях соответствующие цеолиты, которые встречаются в природе, включают в себя такие, к примеру, как морденит, стилбит, гюландит, ферриерит, дачиардит, чабазит, эрионит и фоджазит. Пригодные к применению в указанных целях соответствующие синтетические цеолиты включают в себя такие, к примеру, как кристаллы типов В, X, Y и L, например синтетические фоязит и морденит. Предпочтительными цеолитами являются такие, которые имеют диаметр кристаллических пор в пределах от 8 до 12 Ангстрем (10 метра) и в которых молярное отношение кремнезема к глинозему находится в пределах от 4 до 6. Первоклассным примером цеолита, попадающего в предпочтительную группу, является синтетическое Y-молекулярное сито.
Природные цеолиты обычно встречаются в натриевой разновидности, в щелочноземельной металлической разновидности или же в смеси различных их разновидностей. Во всяком случае при применении их в качестве крекингового основания предпочтительно, чтобы большая часть или же все количество первоначальных цеолитных одновалентных металлов было бы ионообменным по отношению к многовалентному металлу и (или) соли аммония и подвергалось бы последующему нагреванию с целью разложения ионов аммония, связанных с цеолитом, причем на их месте оставались бы ионы водорода и (или) центры обмена, которые фактически очищены были бы от катионов при последующем удалении катионов из них водой. Водородные, или “очищенные от катионов”, Y-цеолиты такого рода рассмотрены более конкретно в описании изобретения к патенту US-A-3130006.
Смешанные цеолиты типа “многовалентный металл-водород” могут быть получены посредством ионного обмена сначала с солью аммония, а затем частичного обратного обмена с солью многовалентного металла и последующего прокаливания. В некоторых случаях, как, например, в случае для синтетического морденита, водородные его разновидности могут быть получены при помощи непосредственной кислотной обработки щелочно-металлических цеолитов. Предпочтительными крекинговыми основаниями являются такие, которые имеют, по меньшей мере, 10-процентную, предпочтительно, по меньшей мере, 20-процентную недостаточность катионов металла исходя из исходной их ионообменной способности. Особенно желательным для указанного применения и приносящим стабильные результаты соответствующим классом цеолитов являются такие цеолиты, в которых, по меньшей мере, 20% их ионообменной способности обеспечивается за счет ионов водорода.
Активными металлами, используемыми в составе предпочтительных катализаторов гидрокрекинга согласно настоящему изобретению в качестве соответствующих гидрогенизирующих компонентов, являются металлы группы VIII, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. Помимо указанных металлов могут использоваться совместно с ними также и другие промоторы, в том числе металлы группы VIB, например молибден и вольфрам. Количество гидрогенизирующего металла в катализаторе может изменяться в широких пределах. В общем, может быть использовано любое его количество в пределах от 0,05% до 30%. В случае применения благородных металлов, обычно было бы предпочтительно, чтобы этот показатель находился в пределах от 0,05 до 2 вес.%. Предпочтительным способом для введения гидрогенизирующего металла является обеспечение контакта материала цеолитного основания с водным раствором соответствующего соединения желательного металла, в котором этот металл присутствует в катионной форме. После введения избранного гидрогенизирующего металла или металлов полученный в результате порошок катализатора затем фильтруют, сушат, гранулируют с добавлением в него, по желанию, соответствующих смазочных материалов, связующих веществ или же иных аналогичных материалов и прокаливают на воздухе при температуре, например, в 371-648°С (700-1200°F) с тем, чтобы активировать катализатор и обеспечить разложение ионов аммония. Рассмотренные здесь выше катализаторы могут использоваться в неразбавленном виде, либо порошковый цеолитный катализатор можно смешивать и совместно гранулировать с другим, сравнительно менее активным катализатором, разбавителями или связующими веществами, к примеру, такими как глинозем, силикагель, совместно загущенные кремнезем и глинозем, активированные глины и иные аналогичные материалы, с относительным содержанием в пределах от 5 до 90 вес.%. Указанные разбавители могут использоваться как таковые в чистом виде, либо они могут содержать относительно небольшие количества добавляемого дополнительно соответствующего гидрогенизирующего металла, к примеру, такого как металл группы VIB и (или) группы VIII.
В соответствии со способом согласно настоящему изобретению может предусматриваться использование также и соответствующих дополнительных металлопромотированных катализаторов гидрокрекинга, в число которых входят, например, глиноземо-фосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты.
-1
3
3
3
3
Гидрокрекинг углеводородного исходного сырья в контакте с катализатором гидрокрекинга осуществляется в присутствии водорода и предпочтительно в соответствующих условиях проведения гидрокрекинга, которые включают температуру в пределах от 232°С (450°F) до 468°С (875°F), давление в пределах от 3448 кПа (500 фунтов на квадратный дюйм, избыточное) до 20658 кПа (3000 фунтов на квадратный дюйм, избыточное), часовую объемную скорость жидкого продукта (ЧОСЖП) в пределах от 0,1 до 30 ч и скорость циркуляции водорода в пределах от 337 нормальных м/м (2000 стандартных кубических футов на баррель) до 4200 нормальных м/м (25000 стандартных кубических футов на баррель). В соответствии с настоящим изобретением термин “существенная конверсия низкокипящих нефтепродуктов” означает, что при этом подразумевается конверсия, по меньшей мере, 10% свежего исходного сырья. Общая конверсия исходного сырья в низкокипящие нефтепродукты предпочтительно составляет менее чем 80 об.%, более предпочтительно, менее чем 60%, а еще более предпочтительно, менее чем 50%.
В одном из вариантов настоящего изобретения, после того как углеводородное исходное сырье будет подвергнуто гидрокрекингу, как указывается в приведенном здесь выше описании, образующийся в результате поток, вытекающий из реакционной зоны гидрокрекинга, вводится в зону проведения десорбционной обработки, в которой поддерживается, по существу, такое же давление, которое существует в зоне гидрокрекинга, и температура в пределах от 232°С (450°F) до 468°С (875°F), где этот поток в противотоке приходит в контакт с обогащенным водородом газовым потоком и перерабатывается в первый газовый углеводородный поток, содержащий углеводородные соединения, представляющие собой углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, и первый жидкостной углеводородный поток, предпочтительно содержащий углеводородные соединения, кипящие при температуре свыше 371°С (700°F). Выдерживание в зоне проведения десорбционной обработки, по существу, такого же давления, которое существует в реакционной зоне, означает, что любая разность давлений обусловлена здесь только лишь наличием перепада давления, требующегося для поддерживания истечения потока, перетекающего из реакционной зоны в зону проведения десорбционной обработки. Предпочтительно, чтобы перепад давления в этом случае не превышал 445 кПа (50 фунтов на квадратный дюйм, избыточное).
-1
Результирующий первый газовый углеводородный поток, содержащий углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, вводится в десульфурационную зону, содержащую десульфурационный катализатор. Предпочтительные условия проведения десульфурации включают в себя температуру в пределах от 204°С (400°F) до 482°С (900°F) и часовую объемную скорость жидкого продукта в пределах от 0,1 до 10 ч. Предполагается, что в десульфурационной зоне могут проводиться также и другие реакции гидрообработки, к примеру, такие реакции, как насыщение углеводородами ароматического ряда, удаление азота, повышение цетанового числа и улучшение окраски.
Пригодными десульфурационными катализаторами для применения в настоящем изобретении являются любые известные обычные катализаторы, применяемые при проведении гидрообработки и включающие в свой состав, по меньшей мере, один металл группы VIII, предпочтительно, железо, кобальт и никель, а более предпочтительно, кобальт и (или) никель, а также, по меньшей мере, один металл группы VI, предпочтительно, молибден и вольфрам, при сравнительно большой площади поверхности опорного материала, предпочтительно глинозема. Другие пригодные для использования в данном случае десульфурационные катализаторы включают в себя цеолитные катализаторы, а также соответствующие катализаторы, приготовленные из благородных металлов, причем в качестве такого благородного металла обычно выбирают палладий или платину. В объеме настоящего изобретения предусматривается также возможность одновременного применения в одном и том же реакторе более чем одного типа десульфурационных катализаторов. Металл группы VIII в типичных случаях присутствует в количестве, находящемся в пределах от 2 до 20 вес.%, предпочтительно, в пределах от 4 до 12 вес.%. Металл группы VI в типичных случаях присутствует в количестве, находящемся в пределах от 1 до 25 вес.%, предпочтительно, в пределах от 2 до 25 вес.%. Температура при проведении десульфурации в типичных случаях находится в пределах от 204°С (400°F) до 482°С (900°F) при давлении в пределах от 2,1 МПа (300 фунтов на квадратный дюйм, избыточное) до 17,3 МПа (2500 фунтов на квадратный дюйм, избыточное), а предпочтительно, в пределах от 2,1 МПа (300 фунтов на квадратный дюйм, избыточное) до 13,9 МПа (2000 фунтов на квадратный дюйм, избыточное).
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения предусматривается использование второго углеводородного исходного сырья, точка кипения которого находится в пределах более низких температур, чем точка кипения первого углеводородного исходного сырья. Второе углеводородное исходное сырье предпочтительно кипит при температуре в пределах от 180°С (356°F) до 370°С (698°F) и может быть выбрано из группы, в состав которой входят дистиллят легкого крекинга, легкий рецикловый газойль, керосин прямой гонки, дизельное топливо прямой гонки, коксовый дистиллят, а также дистиллят, полученный из битуминозного песчаника.
Получаемый в результате поток, вытекающий из десульфурационной зоны, частично конденсируется и вводится в сепаратор для разделения паровой и жидкой фаз, работающий при температуре в пределах от 21°С (70°F) до 60°С (140°F) и вырабатывающий обогащенный водородом газовый поток, содержащий сероводород, а также второй жидкостной углеводородный поток. Получаемый в результате обогащенный водородом газовый поток предпочтительно пропускается через кислотную газоочистную зону с тем, чтобы уменьшить в нем концентрацию сероводорода и получить очищенный, обогащенный водородом газовый поток, который затем может быть частично возвращен на повторный цикл в зону гидрокрекинга или же в горячую, находящуюся под высоким давлением отпарную секцию. Первый жидкостной углеводородный поток предпочтительно вводится в холодный испарительный барабан с тем, чтобы из этого потока удалить растворенные в нем водород и углеводороды, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии, после чего этот поток также направляется в зону проведения десорбционной обработки.
Второй жидкостной углеводородный поток предпочтительно вводится в зону проведения десорбционной обработки с тем, чтобы из этого потока удалить растворенные в нем водород и углеводороды, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения первый жидкостной углеводородный поток сначала вводится в горячий испарительный барабан, а затем направляется в отпарную колонну. В другом варианте осуществления настоящего изобретения зона проведения десорбционной обработки может быть выполнена в виде соответствующей одинарной отпарной секции. Полученная в результате десорбированная углеводородная жидкость вводится в зону фракционирования для получения в ней предпочтительно потоков таких нефтепродуктов, как нафта, керосин и малосернистое дизельное топливо. Поток остатков, собирающихся в нижней части зоны фракционирования, представляет собой не превращенное исходное сырье, имеющее пониженную концентрацию серы.
Подробное описание чертежа
Как показано на чертеже, по трубопроводу 1 поступает на переработку по предложенному способу поток исходного сырья, содержащий газойль вакуумной перегонки и легкий рецикловый газойль, причем к этому потоку подмешивается также обогащенный водородом газовый поток, поступающий по трубопроводу 36. Образующаяся в результате смесь по трубопроводу 2 поступает в зону гидрокрекинга 3. Получаемый в результате поток, вытекающий из зоны гидрокрекинга, по трубопроводу 4 подается в горячую, находящуюся под высоким давлением отпарную секцию 5 с получением в ней потока углеводородных паров верхнего погона, который выводится оттуда по трубопроводу 24, после чего смешивается с углеводородным потоком, подаваемым по трубопроводу 52, а образующаяся в результате смесь поступает по трубопроводу 25 в гидродесульфурационную зону 26. Получаемый в результате поток, вытекающий из гидродесульфурационной зоны, по трубопроводу 27 направляется в сепаратор 28, находящийся под высоким давлением. Обогащенный водородом газовый поток через трубопровод 29 удаляется из сепаратора 28, находящегося под высоким давлением, направляясь оттуда в кислотную газоулавливающую зону 30. По трубопроводу 31 в кислотную газоулавливающую зону 30 подается десорбированный растворитель, который, контактируя там с обогащенным водородом газовым потоком, растворяет кислый газ. Трубопровод 32 служит для отвода насыщенного растворителя, содержащего кислый газ, из зоны 30, откуда этот растворитель удаляется по трубопроводу 32. Обогащенный водородом газовый поток, имеющий пониженную концентрацию кислого газа, по трубопроводу 33 удаляется из зоны 30, после чего смешивается с потоком свежего водорода, подаваемого по трубопроводу 34. Некоторая часть получаемой при этом смеси направляется по трубопроводу 35 в зону гидрокрекинга 3, куда эта смесь поступает по трубопроводу 36, а остальная часть этой смеси, используемая в качестве десорбирующего газа, направляется в горячую, находящуюся под высоким давлением отпарную секцию 5 по трубопроводу 37. Трубопровод 6 служит для отвода жидкостного углеводородного потока из отпарной секции 5, откуда этот поток по трубопроводу 6 поступает в горячий испарительный барабан 7, а образующийся в этом барабане парообразный поток подается по трубопроводу 8, который охлаждается при помощи теплообменника, не показанного на чертеже, и получаемый в результате охлажденный поток поступает в приемный резервуар 9 для верхнего погона, находящийся при горячем испарительном барабане. По трубопроводу 10 парообразный поток удаляется из приемного резервуара 9, смешиваясь с жидкостным углеводородным потоком, поступающим из сепаратора 28, находящегося под высоким давлением, по трубопроводу 11. Трубопровод 12 служит для подачи образовавшейся смеси в холодный испарительный барабан 13. По трубопроводу 14 обычно из барабана 13 отводится газовый углеводородный поток. Трубопровод 15 служит для отвода жидкостного потока из барабана 13 в отпарную секцию 16. По трубопроводу 17 осуществляется отвод газового потока из отпарной секции 16. Трубопровод 18 служит для подачи жидкостного углеводородного потока из отпарной секции 16 в зону фракционирования 19. По трубопроводу 20 осуществляется отвод углеводородов, полученных в виде нафты в зоне фракционирования 19. По трубопроводу 21 осуществляется отвод углеводородного потока, содержащего углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для керосина, из зоны фракционирования 19. По трубопроводу 22 осуществляется отвод углеводородного потока, содержащего углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, из зоны фракционирования 19. Трубопровод 39 служит для подачи жидкостного углеводородного потока из горячего испарительного барабана 7 в укороченную колонну 40, где образуется парообразный поток верхнего погона, который затем поступает в отпарную секцию 16 по трубопроводам 42 и 44. По трубопроводам 43 и 44 в отпарную секцию 16 вводится также пар. По трубопроводу 41 вводится пар в укороченную колонну 40. Трубопровод 45 обеспечивает поступление жидкостного углеводородного потока из укороченной колонны 40 в орошаемую испарительную колонну 46, где образуется поток конденсированного верхнего погона, отводимый оттуда по трубопроводу 49 и смешиваемый с жидкостным углеводородным потоком, образующимся в приемном резервуаре 9 для верхнего погона, находящемся при горячем испарительном барабане, и поступающим по трубопроводу 50. По трубопроводам 51 и 25 образующаяся в результате смесь поступает в гидродесульфурационную зону 26. Второй поток исходного сырья поступает по трубопроводу 38 и, проходя затем через трубопроводы 52 и 25, поступает в гидродесульфурационную зону 26. Трубопровод 47 служит для отвода жидкостного потока из испарительной колонны 46, после чего этот поток смешивается с потоком жидких остатков, собирающихся в нижней части зоны фракционирования 19 и выводимых оттуда по трубопроводу 23, а образующаяся в результате смесь направляется по трубопроводу 48 на повторный цикл.
ПРИМЕР
3
3
3
Расчет показателей, получаемых при осуществлении предлагаемого способа на коммерческой основе, проводился для случая, когда на установку для гидрокрекинга поступает исходное сырье, подаваемое в количестве 201,3 нм/ч (30 388 баррелей в рабочий день) и имеющее характеристики, представленные в таблице 1, где оно подвергается гидрокрекингу в однокамерной установке для гидрокрекинга, обеспечивающей частичную конверсию углеводородов и которая работает при температуре 385°С и под давлением 90 бар с обеспечением общей степени конверсии в размере 35 об.%. Получаемый в результате поток, вытекающий из установки для гидрокрекинга, направляется затем в горячую, находящуюся под высоким давлением отпарную секцию, которая работает под давлением 89 бар и осуществляет десорбционную обработку с применением обогащенного водородом газового потока, подаваемого в количестве 130 нм/ч на общее количество свежего исходного сырья, поступающего на установку для гидрокрекинга. В десульфурационную зону, работающую под давлением 89 бар и при температуре 355°С, подается газовый углеводородный поток верхнего погона, содержащий углеводороды, точка кипения которых находится в тех же пределах, что и для дизельного топлива, и поступающий из горячей, находящейся под высоким давлением отпарной секции, а также одновременно поступающее дополнительное исходное сырье, подаваемое в количестве 50,45 нм/ч (7615 баррелей в рабочий день) и имеющее характеристики, представленные в таблице 1. Получаемый в результате поток, вытекающий из десульфурационной зоны, подвергается охлаждению и частично конденсируется с получением при этом обогащенного водородом газового потока и жидкостного углеводородного потока, который затем подвергается мгновенному испарению, десорбционной обработке и фракционированию.
Поток остатков, собирающихся в нижней части, выводится из горячей, находящейся под высоким давлением отпарной секции, и затем подвергается мгновенному испарению, десорбционной обработке и фракционированию с получением при этом потока, содержащего не превращенное первичное исходное сырье, а также жидкостного углеводородного потока, кипящего при более низкой температуре, чем первичное исходное сырье, которое поступает в десульфурационную зону вместе с подаваемым одновременно с ним соответствующим свежим исходным сырьем. Данные по общему выходу нефтепродуктов в расчете на суммарное количество исходного сырья представлены в таблице 1, а свойства получаемых нефтепродуктов представлены в таблице 3.
Таблица 1
Химический состав исходного сырья
Углеводородное исходное сырье
Свежее исходное сырье
Удельный вес
0,905
0,842
Содержание серы, вес.%
2,15
0,9
Дистилляция, °С
Начало кипения
201
201
5%
251
240
10%
302
251
30%
409
269
50%
435
285
70%
461
301
90%
512
327
95%
526
339
Конец кипения
554
370
Таблица 2
Общий выход нефтепродуктов
Газообразные нефтепродукты, весовые проценты
H<sub>2</sub>O
0,09
NH<sub>3</sub>
0,1
H<sub>2</sub>S
2,02
C<sub>1</sub>
0,03
С<sub>2</sub>
0,05
С<sub>3</sub>
0,19
Жидкие нефтепродукты, весовые проценты
С<sub>4</sub>
0,61
С<sub>5</sub>
0,62
С<sub>6</sub>
0,53
MCP
0,25
CH
0,04
Бензол
0,03
С<sub>7</sub>-154°С
3,69
154-370°С
46,91
370°С
45,99
Таблица 3
Свойства нефтепродуктов
С<sub>5</sub>-С<sub>6</sub>
Плотность
0,667
Содержание серы, весовых частей на миллион
<0,5
Содержание азота, весовых частей на миллион
<0,5
С<sub>7</sub>-154°С
Плотность
0,797
Содержание серы, весовых частей на миллион
<0,5
Содержание азота, весовых частей на миллион
<0,5
154-370°С
Плотность
0,835
Содержание серы, весовых частей на миллион
10
Содержание азота, весовых частей на миллион
0,5
Температура вспышки, °С
56
Цетановое число
56
370°С+
Плотность
0,898
Содержание серы, весовых частей на миллион
<100
Содержание азота, весовых частей на миллион
10
Из данных, приведенных в таблице 3, следует, что поток дизельного топлива, имеющего точку кипения в пределах от 154 до 370°С, содержит серу в количестве всего лишь только 10 весовых частей на миллион, что находится в пределах диапазона значений этого показателя, позволяющего считать данный нефтепродукт сверхмалосернистым дизельным топливом. Два других углеводородных потока, кипящих при более низкой температуре, чем указанные пределы точки кипения для дизельного топлива, содержат серу в количестве менее 0,5 весовых частей на миллион, тогда как для не превращенного исходного сырья, кипящего при температуре свыше 370°С, содержание серы снижается до уровня ниже 100 весовых частей на миллион.
Вышеприведенное описание, прилагаемый чертеж и рассмотренный здесь пример осуществления настоящего изобретения со всей очевидностью иллюстрируют преимущества, обеспечиваемые предложенным способом проведения процесса гидрокрекинга согласно данному изобретению, а также соответствующий экономический эффект, получаемый при практическом его применении.