[go: up one dir, main page]

EA032566B1 - Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты - Google Patents

Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты Download PDF

Info

Publication number
EA032566B1
EA032566B1 EA201691714A EA201691714A EA032566B1 EA 032566 B1 EA032566 B1 EA 032566B1 EA 201691714 A EA201691714 A EA 201691714A EA 201691714 A EA201691714 A EA 201691714A EA 032566 B1 EA032566 B1 EA 032566B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
hydrocracking
unit
cascade
specified
stream
Prior art date
Application number
EA201691714A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691714A1 (ru
Inventor
Арно Йоханнес Мария Опринс
Равичандер Нарайанасвами
Эндрю Марк Уорд
Original Assignee
Сауди Бейсик Индастриз Корпорейшн
Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сауди Бейсик Индастриз Корпорейшн, Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В. filed Critical Сауди Бейсик Индастриз Корпорейшн
Publication of EA201691714A1 publication Critical patent/EA201691714A1/ru
Publication of EA032566B1 publication Critical patent/EA032566B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/28—Propane and butane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии: подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок (установку) гидрокрекинга; крекинг указанного сырья в установке гидрокрекинга; разделение указанного крекированного сырья на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов; подачу указанного кубового потока такой установки гидрокрекинга в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке (установках) гидрокрекинга отличаются друг от друга, причем условия гидрокрекинга от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга меняются от наименее жестких к наиболее жестким; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций из каждой установки (установок) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ.

Description

Изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии: подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок (установку) гидрокрекинга; крекинг указанного сырья в установке гидрокрекинга; разделение указанного крекированного сырья на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов; подачу указанного кубового потока такой установки гидрокрекинга в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке (установках) гидрокрекинга отличаются друг от друга, причем условия гидрокрекинга от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга меняются от наименее жестких к наиболее жестким; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций из каждой установки (установок) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ.
Настоящее изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу конверсии углеводородов, в частности, углеводородов, полученных в результате операций нефтепереработки, например в установке атмосферной перегонки или установке флюид-каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (БСС), в более легкокипящие гидрокрекированные углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин.
Патент υδ 4137147 относится к способу получения этилена и пропилена из сырья, имеющего температуру перегонки ниже чем примерно 360°С и содержащего, по меньшей мере, нормальные и изопарафины, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода в молекуле, в котором (а) сырье подвергают реакции гидрогенолиза в зоне гидрогенолиза, в присутствии катализатора; (Ь) выходящие потоки из реакции гидрогенолиза подают в зону разделения, из которой отводятся (1) из верхней части - метан и, возможно, водород, (ίί) фракция, состоящая, по существу, из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, и (ίίί) из нижней части - фракция, состоящая, по существу, из углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле; (с) только фракцию, состоящую, по существу, из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, подают в зону парового крекинга, в присутствии водяного пара, для превращения по меньшей мере части углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле в моноолефиновые углеводороды; фракцию, состоящую, по существу, из углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле, полученную из нижней части зоны разделения, подают во вторую зону гидрогенолиза, где она перерабатывается в присутствии катализатора, выходящий из второй зоны гидрогенолиза поток подают в зону разделения для отведения, с одной стороны, углеводородов по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле, которые рециркулируют по меньшей мере частично во вторую зону гидрогенолиза, и, с другой стороны, фракции, состоящей, по существу, из смеси водорода, метана и насыщенных углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле; поток водорода и поток метана выделяют из смеси и подают в зону парового крекинга углеводороды смеси с 2 и 3 атомами углерода, вместе с фракцией, состоящей главным образом из углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, полученными из зоны разделения после первой зоны гидрогенолиза. На выходе из зоны парового крекинга, таким образом, получают, помимо потока метана, потока водорода и потока парафиновых углеводородов с 2 и 3 атомами углерода в молекуле, олефины с 2 и 3 атомами углерода в молекуле и продукты по меньшей мере с 4 атомами углерода в молекуле.
Патент ϋδ 3317419 относится к способу гидропереработки загружаемого углеводородного сырья, содержащего углеводороды, кипящие выше температурного интервала кипения бензина, где способ включает стадии (а) гидрокрекинга и гидропереработки указанного загружаемого сырья в смеси с водородом в первой реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки; (Ь) разделения выходящего потока обычно жидкого продукта из указанной первой реакционной зоны на первую легкую фракцию и более тяжелую фракцию; (с) объединения по меньшей мере части указанной первой легкой фракции со смесью углеводородов, и реакции полученной смеси с водородом при температуре в пределах указанного диапазона во второй реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки и поддерживаемой при менее жестких условиях конверсии, чем указанная первая зона; (ά) разделения выходящего потока обычно жидкого продукта из указанной второй реакционной зоны на вторую легкую фракцию и гидроочищенную вторую тяжелую фракцию; (е) объединения по меньшей мере части указанной второй легкой фракции со смесью углеводородов, реакции полученной смеси с водородом в третьей реакционной зоне, содержащей каталитический композит гидропереработки и поддерживаемой в условиях для осуществления гидрогенизационной гидропереработки указанной смеси при минимальном гидрокрекинге; и (ί) разделения выходящего потока продукта из указанной третьей реакционной зоны на обычно газовую фазу и гидропереработанную третью тяжелую фракцию.
СВ 1161725 относится к способу селективного получения углеводородов с температурным интервалом кипения бензина с помощью гидрокрекинга, включающему в себя: контактирование в условиях гидрокрекинга тяжелого нефтяного углеводородного сырья с катализатором гидрокрекинга на аморфном носителе и катализатором гидрокрекинга на цеолитном носителе, причем указанное контактирование осуществляется в последовательности слоев катализатора, где указанный катализатор на аморфном носителе отделен от указанного катализатора на цеолитном носителе, получение обычно жидкого выходящего потока из последнего слоя катализатора, выделение фракции с температурным интервалом кипения бензина из указанного жидкого выходящего потока, и рециркуляцию по меньшей мере части жидкого выходящего потока, кипящего при температуре выше бензинового диапазона для контактирования со слоем катализатора гидрокрекинга на аморфном носителе. Условия на первой стадии гидрокрекинга поддерживаются при температуре в диапазоне от 550 до 750°Б и общем давлении в диапазоне от 1000 до 3000 фунт/кв.дюйм изб., тогда как условия на второй стадии гидрокрекинга являются сходными, т.е. поддерживаются при температуре в диапазоне от 550 до 750°Б и общем давлении от 1000 до 2000 фунт/кв.дюйм изб.
Патент ϋδ 3360456 относится к способу гидрокрекинга углеводородов в две стадии для получения бензина при пониженном потреблении водорода, при этом температуры на первой стадии гидрокрекинга выше, чем температуры на второй стадии гидрокрекинга.
- 1 032566
СВ 1020595 относится к способу производства нафталина и бензола, который включает 1) пропускание исходного сырья, содержащего алкилзамещенные ароматические углеводороды, кипящие в диапазоне 200-600°Р, и содержащего как алкилбензолы, так и алкилнафталины, в первую установку гидрокрекинга при температуре от 800 до 1100°Р и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб., или в отсутствии катализатора при температуре от 1000 до 1100°Р и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб.; 2) подвергание продукта крекинга гидрокрекингу во второй установке гидрокрекинга или в присутствии катализатора при температуре от 900 до 1200°Р и давлении от 150 до 1000 фунт/кв.дюйм изб., или в отсутствие катализатора при температуре от 1100 до 1800°Р и давлении от 50 до 2500 фунт/кв.дюйм изб.
Патент υδ 3660270 относится к способу производства бензина, который включает в себя гидрокрекинг нефтяного дистиллята в первой зоне конверсии; разделение выходящего потока из первой зоны конверсии на фракцию легкой нафты, вторую фракцию, имеющую начальную температуру от 180 до 280°Р и конечную температуру кипения примерно от 500 до 600°Р, и третью тяжелую фракцию; гидрокрекинг и дегидрирование второй фракции во второй зоне конверсии в присутствии катализатора и получение из второй зоны конверсии по меньшей мере одного продукта нафты.
Патентная заявка υδ № 2007/112237 относится к способу получения ароматических углеводородов и сжиженного нефтяного газа (СНГ) из углеводородной смеси, включающему следующие стадии: (а) введения смеси углеводородного сырья и водорода по меньшей мере в одну реакционную зону; (Ь) конверсии смеси углеводородного сырья в присутствии катализатора в (ί) неароматическое углеводородное соединение, которое имеется в большом количестве в СНГ, посредством гидрокрекинга и в (ίί) ароматическое углеводородное соединение, которое имеется в большом количестве в бензоле, толуоле и ксилолах (БТК), посредством деалкилирования/трансалкилирования в реакционной зоне; и (с) получения СНГ и ароматического углеводородного соединения, соответственно, из продуктов реакции стадии (Ь) посредством газожидкостной сепарации и перегонки.
\νϋ 2008/043066 относится к способу получения одного или нескольких среднедистиллятных топлив, включающему (а) дегидрирование/ароматизацию потока парафинистой нафты в композицию, содержащую олефины и ароматические углеводороды; (Ь) подвергание олефинов и ароматических компонентов ароматическому алкилированию и (с) выделение алкилароматических углеводородов диапазона средних дистиллятов.
Патент ϋδ 5603824 относится к комбинированному способу гидропереработки, в котором гидрокрекинг, депарафинизация и обессеривание протекают в одном вертикальном реакторе с двумя слоями, при этом дистиллят разделяется на тяжелую и легкую фракции, тяжелая фракция подвергается гидрокрекингу и частичной десульфуризации в верхнем слое реактора, и выходящий поток из верхнего слоя затем объединяется с легкой фракцией и направляется нисходящим потоком в нижний слой реактора, где происходит депарафинизация для понижения температуры застывания и дополнительное обессеривание.
Патентная заявка ϋδ № 2003/221990 относится к способу получения легких продуктов, таких как газ и нафта, с помощью переработки керосина на второй ступени многоступенчатой установки гидрокрекинга, в котором керосин, дизельное топливо и нафту из других источников включают в рециркулят, и последующие ступени гидропереработки поддерживают при более низких давлениях, чем начальную ступень гидропереработки.
Традиционно сырую нефть перерабатывают перегонкой в несколько фракций, таких как нафта, газойли и тяжелые остатки. Каждая из этих фракций имеет ряд потенциальных областей применения, как например, производство транспортных топлив, таких как бензин, дизельное топливо и керосин, или как сырье для некоторых нефтехимических продуктов и других установок переработки.
Легкие фракции сырой нефти, такие как нафта и некоторые газойли, могут использоваться для получения легких олефинов и моноциклических ароматических соединений с помощью таких процессов, как паровой крекинг, в котором поток углеводородного сырья подвергается испарению и разбавлению водяным паром и после этого подвергается воздействию очень высокой температуры (800-860°С) в трубах печи (реактора) в течение короткого времени пребывания (<1 с). В таком процессе молекулы углеводорода в сырье превращается (в среднем) в более короткие молекулы и молекулы с более низкими отношениями водорода к углероду (такие как олефины) по сравнению с молекулами сырья. Этот процесс также позволяет получать водород в качестве полезного побочного продукта и значительные количества менее ценных побочных продуктов, таких как метан и С9 + ароматические углеводороды и конденсированные ароматические соединения (содержащие два или более ароматических кольца с общими сторонами).
Как правило, более тяжелые (или более высококипящие) богатые ароматическими соединениями потоки, такие как тяжелые остатки, дополнительно перерабатываются на установке переработки сырой нефти для максимального увеличения выхода более легких (перегоняемых) продуктов из сырой нефти. Данная переработка может осуществляться с помощью таких процессов, как гидрокрекинг (при котором сырье для установки гидрокрекинга подвергается воздействию подходящего катализатора в условиях, которые приводят к расщеплению некоторой части молекул сырья на более короткие молекулы углеводородов при одновременном добавлении водорода). Гидрокрекинг тяжелых потоков нефтепереработки обычно проводится при высоких давлениях и температурах и, следовательно, требует высоких капитало
- 2 032566 вложений.
Одним из аспектов такого сочетания перегонки сырой нефти с паровым крекингом более легких продуктов перегонки являются капитальные и другие затраты, связанные с фракционной перегонкой сырой нефти. Более тяжелые фракции сырой нефти (т.е. кипящие свыше ~350°С) относительно богаты замещенными ароматическими соединениями и, в особенности, замещенными конденсированными ароматическими соединениями (содержащими два или более ароматических кольца с общими сторонами), и в условиях парового крекинга эти вещества дают значительные количества тяжелых побочных продуктов, таких как С9 + ароматические соединения и конденсированные ароматические соединения. Таким образом, результатом традиционного сочетания перегонки сырой нефти и парового крекинга является то, что значительная часть сырой нефти, например 50 мас.%, не перерабатывается установкой парового крекинга, поскольку выход ценных продуктов из тяжелых фракций в результате крекинга не считается достаточно высоким.
Другой аспект традиционного гидрокрекинга тяжелых потоков нефтепереработки, таких как тяжелые остатки, заключается в том, что он, как правило, осуществляется в компромиссных условиях, которые выбирают для достижения желаемой общей конверсии. Поскольку потоки сырья содержат смесь соединений с различной легкостью крекинга, это приводит к тому, что какая-то часть перегоняемых продуктов, образованных при гидрокрекинге относительно легко крекируемых соединений, дополнительно конвертируется в условиях, необходимых для гидрокрекинга соединений, труднее поддающихся гидрокрекингу. Это увеличивает потребление водорода и трудности регулирования тепла, связанные с процессом. Это также увеличивает выход легких молекул, таких как метан, за счет более ценных соединений.
Патентные заявки И8 2012/0125813, И8 2012/0125812 и И8 2012/0125811 относятся к способу крекинга тяжелого углеводородного сырья, включающему стадию испарения, стадию перегонки, стадию коксообразования, стадию гидропереработки и стадию парового крекинга. Например, патентная заявка И8 2012/0125813 относится к способу парового крекинга тяжелого углеводородного сырья для производства этилена, пропилена, С4-олефинов, пиролизного бензина и других продуктов, в котором паровой крекинг углеводородов, т.е. смеси углеводородного сырья, такого как этан, пропан, нафта, газойль или другие углеводородные фракции, представляет собой некаталитический нефтехимический процесс, который широко используется для производства олефинов, таких как этилен, пропилен, бутены, бутадиен, и ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы.
Патентная заявка И8 2009/0050523 относится к образованию олефинов с помощью термического крекинга в пиролизной печи жидкой неотбензиненной нефти и/или конденсата, полученного из природного газа, способом, который комбинирован с процессом гидрокрекинга.
Патентная заявка И8 2008/0093261 относится к образованию олефинов с помощью термического крекинга углеводородов в пиролизной печи жидкой неотбензиненной нефти и/или конденсата, полученного из природного газа, способом, который комбинирован с установкой переработки сырой нефти.
Задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты.
Другой задачей настоящего изобретения является предложить способ получения легкокипящих углеводородных продуктов, которые могут использоваться в качестве сырья для дальнейшей химической переработки.
Еще одной задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в ароматическую фракцию БТК (бензол, толуол, ксилолы) и фракцию СНГ, в котором указанная фракция СНГ может использоваться для получения легких олефинов.
Еще одной задачей настоящего изобретения является предложить способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в высокоценные продукты, в котором производство малоценных продуктов, таких как метан и С9+ ароматические соединения, сводится к минимуму.
Настоящее изобретение относится к способу конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют:
подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок (установку) гидрокрекинга;
крекинг указанного сырья в установке гидрокрекинга;
разделение указанного крекированного сырья на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов;
подачу указанного кубового потока такой установки гидрокрекинга в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке (установках) гидрокрекинга отличаются друг от друга, причем условия гидрокрекинга от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга меняются от наименее жестких к наиболее жестким; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций из каждой установки (установок) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ, причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие
- 3 032566 в указанной установке гидрокрекинга, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок (установке) гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга.
В соответствии с настоящим способом предпочтительно, чтобы более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок (установке) гидрокрекинга являлись углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.
В соответствии с настоящим изобретением углеводородное сырье, например, сырая нефть, подается в колонну фракционной перегонки (установка атмосферной перегонки), и материал, кипящий при температуре выше 218°С (температура кипения нафталина), подается в последовательность (или каскад) реакторов гидрокрекинга с диапазоном (с увеличением жесткости) рабочих условий/катализаторов и т.д., выбранных для максимального увеличения выхода материала, подходящего для получения СНГ и ароматических соединений БТК с помощью процессов гидрокрекинга, таких как процессы гидрокрекинга сырья (БНС) или гидрокрекинга бензина (СНС). После каждой ступени гидрокрекинга остающийся тяжелый материал (с температурой кипения >218°С) отделяется от более легких продуктов, и только более тяжелые материалы подаются на следующую, более жесткую, ступень гидрокрекинга, в то время как более легкий материал отделяется и, таким образом, не подвергается дальнейшему гидрокрекингу. Этот более легкий материал (с температурой кипения <218°С) подается в процесс БНС или СНС для получения СНГ и ароматических соединений БТК. Продукты СНГ из установки СНС/БНС могут быть затем конвертированы в легкие олефины с помощью парового крекинга, процессов дегидрирования или комбинации указанных процессов. Настоящее изобретение будет описано более подробно в экспериментальной части данной заявки. Термин установка гидрокрекинга бензина или СНС реактор будет обсуждаться ниже. Термин установка гидрокрекинга сырья или БНС реактор также будет обсуждаться ниже.
Авторы настоящего изобретения оптимизировали каждую ступень каскада гидрокрекинга (с помощью выбора рабочих условий, типа катализатора и конструкции реактора) таким образом, что конечный выход целевых продуктов (углеводородного материала с температурой кипения выше, чем у метана, и ниже, чем у нафталина) был максимально увеличен, и капитальные и связанные эксплуатационные расходы были сведены к минимуму.
Термин каскад установок (установка) гидрокрекинга, как он употребляется в настоящем документе, означает последовательность установок гидрокрекинга. Установки гидрокрекинга отделены друг от друга разделительной установкой, т.е. установкой, в которой крекированное сырье разделяется на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов. При этом кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов такой установки гидрокрекинга, является сырьем для последующей установки гидрокрекинга. Такая конструкция отличается от конструкции, в которой несколько слоев катализатора расположены вертикально, в которой выходящий поток из одного слоя направляется нисходящим потоком в другой слой, т.е. из верхнего слоя в нижний слой, поскольку в таком каскаде не используется промежуточная ступень отведения всего выходящего потока и разделения его на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов, причем кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов, является сырьем для последующей установки гидрокрекинга. Рассматриваемая здесь разделительная установка может содержать несколько секций разделения.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего способа более легкокипящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения выше, чем метан, и ниже, чем нафталин.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего способа каждая установка гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, и где установка гидрокрекинга, такая как указанная установка получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе. Фактически, каскад установок (установка) гидрокрекинга, работающих в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, расположен последовательно, в то время как установка гидрокрекинга, т.е. установка получения БТК и СНГ, работающая в условиях гидрокрекинга в газовой фазе, расположена параллельно по отношению к каскаду установок (установке) гидрокрекинга, работающих в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе.
Предпочтительно объединять более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга и перерабатывать данный объединенный поток в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ, причем указанная установка является предпочтительно установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке получения БТК и СНГ, т.е. условия гидрокрекинга в газовой фазе, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой установке каскада установок (установки) гидрокрекинга, т.е. условий гидрокрекинга в жидкой фазе.
В другом варианте осуществления предпочтительно направлять более легкокипящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга сначала в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С5- материал, отделяется от более легкокипящих углеводородных продуктов, и остальная часть более легкокипящих углеводородных продуктов перерабатывается как сырье для указанной установки
- 4 032566 получения БТК и СНГ. Кроме того, предпочтительно дополнительно обрабатывать указанный С5- материал в установках дегидрирования, предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанного С5- материала на поток, содержащий С3, и поток, содержащий С4, и подачи указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана, соответственно.
В соответствии с вариантом осуществления предпочтительно отделять более легкую часть этого потока, т.е. более легкокипящие углеводородные продукты из всех установок гидрокрекинга, и перерабатывать только более тяжелую часть посредством СНС/ГНС. Это связано с тем, что СНС/ГНС предназначены для превращения совместно кипящих с БТК неароматических соединений (например, парафинов и олефинов) в соединения СНГ, которые могут отделяться и использоваться в качестве сырья для других нефтехимических установок (например, установок дегидрирования), и в чистые ароматические соединения БТК. Если соединения СНГ уже имеются в более легкокипящих углеводородных продуктах из установок гидрокрекинга, отсутствует необходимость в их переработке в установке СНС/ГНС, также и по некоторым другим причинам (например, требуется более крупная установка).
Точная граница отделения для направления потока в СНС/ГНС является в какой-то мере гибкой, поскольку данная установка может работать при наличии СНГ в сырье, и по-прежнему может быть полезно включать С5 соединения в сырье к СНС/ГНС для их превращения в этан, пропан и бутан, которые могут использоваться в качестве сырья для установок дегидрирования. По этой причине предпочтительно включать разделитель (использующий традиционную технологию, такую как перегонка) сырья для СНС/ГНС.
В таком варианте осуществления существуют три целесообразных альтернативных границы разделения для более легкокипящих углеводородных продуктов. Первый предпочтительный вариант осуществления заключается в переработке всего потока в СНС/ГНС без какого-либо разделения, что целесообразно, если уже имеется только небольшое количество СНГ, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. СНС/ГНС.
Второй предпочтительный вариант осуществления относится к разделению более легкокипящих углеводородных продуктов на С5- часть и С6+ часть и к переработке С6+ части в СНС/ГНС для получения чистого БТК и для конверсии любых С6+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть с помощью каких-либо других установок (не указаны), для которых она является хорошим сырьем.
Третий предпочтительный вариант осуществления относится к разделению более легкокипящих углеводородных продуктов на С4- часть (СНГ) и С5+ часть и к переработке С5+ части в СНС/ГНС для получения чистого БТК и для конверсии любых С5+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (возможно, в сочетании с продуктом СНГ из СНС/ГНС) в каких-либо других установках, возможно, после дополнительного разделения на С2, С3 и С4 соединения, например в установках парового крекинга этана и установках дегидрирования пропана-бутанов.
Настоящий способ дополнительно включает отделение водорода от более легкокипящих углеводородных продуктов и подачу отделенного таким образом водорода в установку гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга, при этом отделенный таким образом водород предпочтительно подается в предыдущую установку гидрокрекинга в каскаде установок (установке) гидрокрекинга.
В другом варианте осуществления также предпочтительно подавать отделенный таким образом водород в установку получения БТК и СНГ.
Углеводородное сырье может быть фракцией из установки атмосферной перегонки сырой нефти (Αϋϋ), например кубовым потоком или атмосферными газойлями, может быть продуктами процессов нефтепереработки, например легким рецикловым газойлем из установки ГСС или тяжелой крекированной нафтой.
Настоящий способ дополнительно включает в себя дополнительную переработку фракции, содержащей СНГ, образованной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.
В определенных вариантах осуществления также могут быть указаны процессы алкилирования, каталитический крекинг высокой жесткости (включая ГСС высокой жесткости), ароматизация легкой нафты (БЫЛ), риформинг и мягкий гидрокрекинг. Выбор из указанных выше нефтехимических процессов, в числе прочего, зависит от состава легкокипящих углеводородных фракций. Если, например, получен поток, содержащий в основном С5, то установка дегидрирования пентана будет предпочтительной. Кроме того, такой поток, в основном содержащий С5, также может быть направлен в каталитический крекинг высокой жесткости (включая ГСС высокой жесткости) для получения пропилена и этилена. Если, например, получен поток, содержащий в основном С6, то будут предпочтительны такие процессы, как ароматизация легкой нафты (БЫЛ), риформинг и мягкий гидрокрекинг.
Настоящий каскад установок гидрокрекинга содержит предпочтительно по меньшей мере две установки гидрокрекинга, причем указанным установкам гидрокрекинга предпочтительно предшествует ус
- 5 032566 тановка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга.
Кроме того, предпочтительно, чтобы температура в первой установке гидрокрекинга была ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга.
Кроме того, предпочтительно также, чтобы размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшался от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.
Конструкцию типа реактора настоящей установки (установок) гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа. Это может включать ряд различных процессов, например, идущих сначала в установке гидропереработки с неподвижным слоем, за которой следует установка гидрокрекинга с неподвижным слоем, за которой следует установка гидрокрекинга с кипящем слоем, за которой при необходимости следует установка гидрокрекинга с суспензионным слоем. Таким образом, конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки представлена типом с неподвижным слоем, конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга может быть представлена типом реактора с неподвижным слоем или типом реактора с кипящим слоем, и конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга может быть представлена реактором с кипящим слоем или реактором суспензионного типа.
В настоящем способе предпочтительно рециркулировать кубовый поток конечной установки гидрокрекинга к входу указанной конечной установки гидрокрекинга.
Технологические условия, преобладающие в установке получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой установке указанного каскада установок гидрокрекинга.
Настоящее изобретение также относится к применению углеводородов, имеющих температуру кипения ниже, чем нафталин, и образуемых в каскаде установок (установке) гидрокрекинга в качестве сырья для установки получения БТК и СНГ.
Указанное выше применение также включает извлечение водорода из выходящего потока (потоков) указанной установки получения БТК и СНГ и рециркуляцию извлеченного таким образом указанного водорода ко входу указанной установки получения БТК и СНГ.
Настоящий способ, таким образом, предпочтительно включает подачу потока, содержащего С5+, во вторую установку гидрокрекинга. Дополнительным преимуществом является возможность объединения предварительного нагрева С5+ сырья во вторую установку гидрокрекинга, выходящего из первой установки гидрокрекинга, с горячим выходящим потоком.
Используемый в настоящем документе термин установка гидрокрекинга бензина или СНС относится к установке для осуществления процесса гидрокрекинга, подходящей для превращения комплексного углеводородного сырья, которое относительно богато ароматическими углеводородными соединениями, такого как образованный нефтеперерабатывающей установкой легкий дистиллят, включающий без ограничения риформинг-бензин, ГСС-бензин и пиролизный бензин (пиробензин), - в СНГ и БТК, при этом процесс оптимизирован для сохранения неразомкнутым одного ароматического кольца ароматических соединений, содержащихся в сырьевом потоке СНС, но с удалением большей части боковых цепей из ароматического кольца. Соответственно, основным продуктом, получаемым при гидрокрекинге бензина, является БТК, и процесс может быть оптимизирован для получения химически чистого БТК. Предпочтительно углеводородное сырье, которое направляют на гидрокрекинг бензина, содержит образованный нефтеперерабатывающей установкой легкий дистиллят. Более предпочтительно, углеводородное сырье, которое направляют на гидрокрекинг бензина, предпочтительно не содержит более 1% масс. углеводородов, имеющих более одного ароматического кольца. Предпочтительно условия гидрокрекинга бензина включают температуру 300-580°С, более предпочтительно 450-580°С и еще более предпочтительно 470-550°С. Более низких температур следует избегать, так как они способствуют гидрированию ароматического кольца. Однако в случае, когда катализатор содержит дополнительный элемент, который уменьшает гидрогенизационную активность катализатора, такой как олово, свинец или висмут, более низкие температуры могут быть выбраны для гидрокрекинга бензина; см., например, \νϋ 02/44306 А1 и νθ 2007/055488. В случае если температура реакции слишком высока, выход СНГ (особенно пропана и бутанов) снижается, а выход метана возрастает. Поскольку активность катализатора может снижаться в течение срока службы катализатора, предпочтительно повышать температуру реактора постепенно в течение всего срока службы катализатора для сохранения глубины переработки при гидрокрекинге. Это означает, что оптимальная температура в начале производственного цикла предпочтительно находится у нижнего предела диапазона температур гидрокрекинга. Оптимальная температура в реакторе будет расти, по мере того, как катализатор дезактивируется, так что в конце цикла (незадолго до
- 6 032566 замены или регенерирования катализатора) температуру предпочтительно выбирают у верхнего предела диапазона температуры гидрокрекинга.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина потока углеводородного сырья осуществляется при давлении 0,3-5 МПа изб., более предпочтительно при давлении 0,6-3 МПа изб., особенно предпочтительно при давлении 1-2 МПа изб. и наиболее предпочтительно при давлении 1,2-1,6 МПа изб. С помощью повышения давления реактора конверсия С5+ неароматических соединений может быть увеличена, но это также повышает выход метана и гидрирование ароматических колец в циклогексановые соединения, которые могут быть крекированы в соединения СНГ. Это приводит к снижению выхода ароматических соединений при повышении давления, и поскольку некоторое количество циклогексана и его изомера метилциклопентана не подвергаются в полной мере гидрокрекингу, существует оптимум в чистоте полученного бензола при давлении 1,2-1,6 МПа.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина потока углеводородного сырья осуществляется при среднечасовой скорости подачи сырья (\УН8У) 0,1-20 ч-1, более предпочтительно при среднечасовой скорости подачи сырья 0,2-10 ч-1 и наиболее предпочтительно при среднечасовой скорости подачи сырья 0,4-5 ч-1. Если объемная скорость слишком высока, не все совместно кипящие с БТК парафиновые компоненты подвергаются гидрокрекингу, так что будет невозможно достичь кондиционного БТК простой перегонкой продукта реактора. При слишком низкой объемной скорости выход метана повышается за счет пропана и бутана. С помощью выбора оптимальной среднечасовой скорости подачи сырья было неожиданно обнаружено, что достаточно полная реакция веществ, кипящих при той же температуре, что и бензол, является достижимой с получением кондиционного БТК без необходимости жидкого рециркулята.
Соответственно, предпочтительные условия гидрокрекинга бензина, таким образом, включают температуру 450-580°С, давление 0,3-5 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-20 ч-1. Более предпочтительные условия гидрокрекинга бензина включают температуру 470-550°С, давление 0,6-3 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,2-10 ч-1. Особенно предпочтительные условия гидрокрекинга бензина включают температуру 470-550°С, давление 1-2 МПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,4-5 ч-1.
Используемый в настоящем документе термин установка гидрокрекинга сырья или ЕНС относится к установке для осуществления процесса гидрокрекинга, подходящей для превращения комплексного углеводородного сырья, которое относительно богато нафтеновыми и парафиновыми углеводородными соединениями, такими как прямогонные фракции, включающие без ограничения нафту, в СНГ и алканы.
Предпочтительно углеводородное сырье, которое подлежит гидрокрекингу сырья, содержит нафту. Соответственно, основной продукт, полученный с помощью гидрокрекинга сырья, представляет собой СНГ, который подлежит конверсии в олефины (т.е. подлежит использованию в качестве сырья для конверсии алканов в олефины). Процесс ЕНС может быть оптимизирован для сохранения неразомкнутым одного ароматического кольца ароматических соединений, содержащихся в сырьевом потоке ЕНС, но с удалением большей части боковых цепей из ароматического кольца. В таком случае условия процесса, которые будут использоваться для ЕНС, сопоставимы с условиями процесса, которые будут использоваться в процессе ОНС, описанном в данном документе выше. В качестве альтернативы, процесс ЕНС может быть оптимизирован для размыкания ароматического кольца ароматических углеводородов, содержащихся в сырьевом потоке ЕНС. Это может быть достигнуто с помощью модификации процесса ОНС, как описано в настоящем документе, с помощью увеличения гидрирующей активности катализатора, при необходимости в сочетании с выбором более низкой температуры процесса, при необходимости в сочетании с пониженной объемной скоростью. В таком случае, предпочтительные условия гидрокрекинга сырья соответственно включают температуру 300-550°С, давление 300-5000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-20 ч-1. Более предпочтительные условия гидрокрекинга сырья включают температуру 300-450°С, давление 300-5000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,1-10 ч-1. Еще более предпочтительные условия ЕНС, оптимизированные для размыкания кольца ароматических соединений, включают температуру 300-400°С, давление 600-3000 кПа изб. и среднечасовую скорость подачи сырья 0,2-5 ч-1.
Используемый в настоящем документе термин С# углеводороды, или С#, где # является положительным целым числом, используется для описания всех углеводородов, имеющих # атомов углерода. Кроме того, термин С#+ углеводороды, или С#+, используется для описания всех молекул углеводородов, имеющих # или более атомов углерода. Соответственно, термин С5+ углеводороды, или С5+, используется для описания смеси углеводородов, имеющих 5 или более атомов углерода. Термин С5+ алканы соответственно относится к алканам, содержащим 5 или более атомов углерода. Соответственно, термин С#-минус углеводороды или С#-минус используется для описания смеси углеводородов, имеющих # или менее атомов углерода, и включает водород. Например, термин С2- или С2 минус относится к смеси этана, этилена, ацетилена, метана и водорода. Наконец, термин смесь С4 используется для описания смеси бутанов, бутенов и бутадиена, т.е. н-бутана, изобутана, 1-бутена, цис- и транс-2-бутена, изобутена и бутадиена.
Используемый в настоящем документе термин олефин имеет общепринятое значение. Соответст
- 7 032566 венно, олефин относится к ненасыщенному углеводородному соединению, содержащему по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь. Предпочтительно термин олефины относится к смеси, содержащей два или более соединения из этилена, пропилена, бутадиена, бутилена-1, изобутилена, изопрена и циклопентадиена.
Термин СНГ, используемый в настоящем документе, является общепринятым сокращением термина сжиженный нефтяной газ. СНГ обычно состоит из смеси С3-С4 углеводородов, т.е. смеси из С3 и С4 углеводородов.
Одним из нефтехимических продуктов, получаемых в способе настоящего изобретения, является БТК (ВТХ). Термин БТК, используемый в настоящем документе, относится к смеси из бензола, толуола и ксилолов. Предпочтительно продукт, полученный в способе настоящего изобретения, содержит также ценные ароматические углеводороды, такие как этилбензол. Соответственно, настоящее изобретение предпочтительно предлагает способ получения смеси бензола, толуола, ксилолов и этилбензола (ВТХЕ, БТЭК). Полученный продукт может быть физической смесью разных ароматических углеводородов или может быть непосредственно подвергнут дополнительному разделению, например, с помощью перегонки, для получения различных потоков очищенных продуктов. Такой поток очищенных продуктов может включать в себя поток бензольного продукта, поток толуольного продукта, поток ксилольного продукта и/или поток этилбензольного продукта.
Настоящее изобретение будет описано более подробно ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые или подобные элементы обозначены одинаковыми номерами позиций.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение варианта осуществления способа изобретения.
На фиг. 2 представлено схематическое изображение другого варианта осуществления способа изобретения.
На фиг. 1, схематически изображающей способ и установку 1, показана подаваемая сырая нефть 1, установка 2 атмосферной перегонки для разделения сырой нефти на поток 29, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Кубовый поток 3, выходящий из установки 2 перегонки, подается в установку 4 гидропереработки, например в установку гидропереработки, при этом очищенные там углеводороды 5 направляются в разделительную установку 6, производящую газообразный поток 7 и кубовый поток 13, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина или выше. Поток 7 дополнительно разделяется в разделительной установке 8 на поток 9, содержащий водород, и кубовый поток 12, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток 13 подается в установку 15 гидрокрекинга, и выходящий из нее поток 16 направляется в разделительную установку 17, производящую газообразный поток 18 и кубовый поток 20, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина и выше. Поток 18 дополнительно разделяется в разделительной установке 19 на поток 14, содержащий водород, и поток 21, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Подпиточный водород обозначен ссылочной позицией 10. Выходящий поток 20 из разделительной установки 17 направляется в следующую установку 22 гидрокрекинга, и ее выходящий поток 23 направляется в разделительную установку 24, производящую головной поток 44 и кубовый поток 27. Головной поток 44 дополнительно разделяется в разделительной установке 38 на поток 26, содержащий водород, и кубовый поток 28, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток, содержащий водород, выходящий из разделительной установки 38, направляется в компрессор 11 и возвращается ко входу установки 22 гидрокрекинга. Такой же рецикл водорода применяется и для потоков 9, 14. Головной поток, выходящий из установки 2 перегонки, и потоки 12, 21 и 28 объединяются в виде потока 29, при этом поток 29 непосредственно направляется в установку 30 гидрокрекинга. Переработка всего потока 29 в установке 30 без какого-либо разделения целесообразна, если только небольшое количество СНГ уже имеется в потоке 29, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. установки 30 гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 в разделительной установке 60 на С5- часть (поток 61) и С6+ часть (поток 62) и перерабатывать С6+ часть в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых С6+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть с помощью каких-либо других установок (не указаны), для которых она является хорошим сырьем.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 на С4- часть (СНГ) (поток 61) и С5+ часть (поток 62) и перерабатывать С5+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых С5+ неароматических соединений в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (поток 61, возможно, в сочетании с продуктом СНГ из установки 30, т.е. потоком 36), в каких-либо других установках, например, установках дегидрирования пропана/бутана.
Выходящий поток 31 из установки гидрокрекинга 30 направляется в разделительную установку 32, производящую головной поток 33 и кубовый поток 35, главным образом содержащий БТК. Головной поток 33 дополнительно разделяется в разделительной установке 34 на поток 36, содержащий СНГ, и головной поток 37, содержащий водород. Поток 37 рециркулируют ко входу установки 30 гидрокрекин
- 8 032566 га.
На фиг. 2 показаны способ и установка, обозначенные ссылочной позицией 2, где сырая нефть 1 направляется в установку 2 перегонки и разделяется на головной поток 29 и кубовый поток 3. Кубовый поток 3 направляется в установку 4 гидрокрекинга, в частности в установку гидропереработки, дающую выходящий поток 5. Выходящий поток 5 направляется в разделительную установку 6, производящую головной поток 7 и кубовый поток 13, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения нафталина и выше. Головной поток 7 дополнительно разделяется в разделительной установке 8 на головной поток 40, в основном содержащий водород, и кубовый поток 12, содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем нафталин. Поток 13 направляется в первую установку 15 гидрокрекинга, дающую выходящий поток 16. Выходящий поток 16 направляется в разделительную установку 17, производящую головной поток 18 и кубовый поток 20. Поток 18 дополнительно разделяется в разделительной установке 19, дающей поток 43, содержащий водород. Поток 43 на фиг. 2 рециркулируют к входу установки 4 гидрокрекинга. Кубовый поток 21 разделительной установки 19 объединяется с головным потоком 29 из установки 2 и направляется в установку 30 гидрокрекинга.
Переработка всего потока 29 в установке 30 без какого-либо разделения целесообразна, если только небольшое количество СНГ уже имеется в потоке 29, так как это снизит количество технологических установок (и тем самым стоимость) без существенного увеличения размера и т.п. установки 30 гидрокрекинга.
Согласно предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 перед поступлением в установку 30 на С5- часть (поток 61) и С6+ часть (поток 62) и перерабатывать С6+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых неароматических соединений С6+ в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С5- часть (поток 61) с помощью какихлибо других установок (не указаны), для которых это является хорошим сырьем.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления также можно разделять поток 29 перед поступлением в установку 30 на С4- часть (поток 61) (СНГ) и С5+ часть (поток 62) и перерабатывать С5+ часть (поток 62) в установке 30 для получения чистого БТК и для конверсии любых неароматических соединений С5+ в соединения СНГ. Параллельно можно перерабатывать С4- часть (поток 62, возможно, в сочетании с продуктом СНГ из установки 30, т.е. потоком 36), в каких-либо других установках (например, установках дегидрирования пропана/бутана).
Кубовый поток 20 из разделительной установки 17 направляется во вторую установку 22 гидрокрекинга, производящую выходящий поток 23. Выходящий поток 23 дополнительно разделяется в разделительной колонне 24 на головной поток 45 и кубовый поток 27, относящийся к тяжелому пеку. Часть потока 27 рециркулируют в виде потока 25 ко входу второй установки 22 гидрокрекинга. В разделительной колонне 38 головной поток 45 дополнительно разделяется на головной поток 42, в основном содержащий водород, и кубовый поток 28, в основном содержащий углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем температура кипения нафталина. Поток 42, содержащий водород, рециркулируют ко входу установки 15 гидрокрекинга. Головной поток 40, выходящий из разделительной колонны 8, объединяется с водородной подпиткой 10 и образует поток 41 в качестве входящего потока установки 30 гидрокрекинга. Поток 31, выходящий из установки 30 гидрокрекинга, дополнительно разделяется в разделительной установке 32 на головной поток 33 и кубовый поток 35, содержащий БТК. Головной поток 33 дополнительно разделяется в разделительной колонне 34 на поток 36, в основном содержащий СНГ.
В соответствии с другим вариантом осуществления предпочтительно изменить конструкцию установок 30, 32 и 33 для конверсии ароматических и нафтеновых соединений в потоке 29 (содержащем материал из потоков 12, 21 и 28) в СНГ. Данный вариант осуществления может быть определен как косвенный способ, поскольку каждая установка гидрокрекинга в каскаде образует некоторое количество СНГ материала, но также и другие соединения, которые конвертируются в СНГ во второй установке гидрокрекинга. Это будет означать работу установки 30 гидрокрекинга при пониженной температуре и повышенном парциальном давлении водорода. Существует изменение в секции перегонки данной установки, так как можно или исключить колонну 32 (поскольку отсутствует поток 35 продукта БТК) или использовать колонну 32 как способ рециркуляции более тяжелого материала, чем СНГ (поток 35), обратно в реактор (установку 30). В этом способе работы можно было бы продолжать использовать реакторы и системы разделения для других установок гидрокрекинга, как было описано выше.
- 9 032566

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты, причем указанные более легкокипящие углеводородные продукты подходят в качестве сырья для нефтехимических процессов, причем указанный способ конверсии включает следующие стадии, на которых осуществляют подачу тяжелого углеводородного сырья в каскад установок гидрокрекинга, содержащий по меньшей мере две установки гидрокрекинга;
    крекинг указанного сырья в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде;
    разделение полученного крекированного потока на головной поток, содержащий легкокипящую углеводородную фракцию, и кубовый поток, содержащий фракцию тяжелых углеводородов;
    подачу указанного кубового потока в качестве сырья для последующей установки гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом технологические условия в каждой установке гидрокрекинга в указанном каскаде отличаются друг от друга, причем температура осуществления процесса от первой к последующей установке (установкам) гидрокрекинга в указанном каскаде увеличивается; и переработку более легкокипящих углеводородных фракций, полученных из каждой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, используя их в качестве сырья для установки получения бензола, толуола и ксилолов (БТК) и сжиженного нефтяного газа (СНГ), причем указанная установка получения БТК и СНГ является установкой гидрокрекинга, при этом технологические условия, преобладающие в указанной установке гидрокрекинга, используемой в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, отличаются от технологических условий, преобладающих в любой из установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, при этом каждая установка гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга работает в условиях гидрокрекинга в жидкой фазе, а указанная установка гидрокрекинга, используемая в качестве указанной установки получения БТК и СНГ, работает в условиях гидрокрекинга в газовой фазе.
  2. 2. Способ по п.1, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из всех установок гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга являются углеводородами, имеющими температуру кипения ниже, чем нафталин.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором более легкокипящие углеводородные фракции из указанных установок гидрокрекинга в указанном каскаде направляются в секцию разделения, в которой фракция, содержащая С5- углеводороды, отделяется от указанных более легкокипящих углеводородных фракций, и остальная часть указанных более легкокипящих углеводородных фракций перерабатывается в качестве сырья для указанной установки получения БТК и СНГ.
  4. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий переработку указанных С5- углеводородов в установках дегидрирования предпочтительно с помощью дополнительного предварительного разделения указанных С5- углеводородов на поток, содержащий С3, и поток, содержащий С4, и подачу указанных потоков в установку дегидрирования пропана и установку дегидрирования бутана соответственно.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий отделение водорода от указанных более легкокипящих углеводородных фракций и подачу отделенного таким образом указанного водорода в установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга, в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в предыдущую установку гидрокрекинга в указанном каскаде установок гидрокрекинга; в частности дополнительно включающий подачу указанного отделенного таким образом водорода в указанную установку получения БТК и СНГ.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором указанное тяжелое углеводородное сырье выбрано из группы фракций установки атмосферной перегонки сырой нефти (ΑΌϋ), например кубового потока, атмосферных газойлей, и из продуктов процессов нефтепереработки, например легкого рециклового газойля, из установки каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором (ЕСС) или тяжелой крекированной нафты.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, дополнительно включающий переработку фракции, содержащей СНГ, произведенной в указанной установке получения СНГ, в качестве сырья для одной или нескольких технологических установок, выбранных из группы установки парового крекинга, установки ароматизации, установки дегидрирования пропана, установки дегидрирования бутана и установки дегидрирования смешанного пропана-бутана.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанным установкам гидрокрекинга в указанном каскаде предпочтительно предшествует установка гидропереработки, при этом кубовый поток указанной установки гидропереработки используется в качестве сырья для указанной первой установки гидрокрекинга в указанном каскаде, особенно когда температура, преобладающая в указанной установке гидропереработки, выше, чем в указанной первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде.
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором температура в первой установке гидрокрекинга в указанном каскаде ниже, чем температура во второй установке гидрокрекинга в указанном каскаде, в частности
    - 10 032566 в котором размер частиц катализатора, присутствующих в каскаде установок гидрокрекинга, уменьшается от первой установки гидрокрекинга к последующей установке (установкам) гидрокрекинга.
  10. 10. Способ по любому из пп.8, 9, в котором температура в каскаде установок гидрокрекинга увеличивается, при этом температура, преобладающая в указанной второй установке гидрокрекинга, выше, чем в указанной установке гидропереработки.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, в котором конструкцию типа реактора установок гидрокрекинга выбирают из группы, состоящей из типа реактора с неподвижным слоем, типа реактора с кипящим слоем и реактора суспензионного типа, в котором конструкция типа реактора указанной установки гидропереработки предпочтительно представлена типом с неподвижным слоем, в котором конструкция типа реактора указанной первой установки гидрокрекинга предпочтительно представлена типом реактора с кипящим слоем, в котором конструкция типа реактора указанной второй установки гидрокрекинга предпочтительно представлена суспензионным типом.
  12. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кубовый поток из конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде рециркулируют к входу указанной конечной установки гидрокрекинга в указанном каскаде.
EA201691714A 2014-02-25 2014-12-23 Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты EA032566B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14156630 2014-02-25
PCT/EP2014/079207 WO2015128038A1 (en) 2014-02-25 2014-12-23 Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691714A1 EA201691714A1 (ru) 2016-12-30
EA032566B1 true EA032566B1 (ru) 2019-06-28

Family

ID=50151227

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691714A EA032566B1 (ru) 2014-02-25 2014-12-23 Способ конверсии высококипящего углеводородного сырья в более легкокипящие углеводородные продукты

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10301559B2 (ru)
EP (1) EP3110917B1 (ru)
JP (1) JP6676535B2 (ru)
KR (1) KR102454266B1 (ru)
CN (1) CN106133119B (ru)
EA (1) EA032566B1 (ru)
ES (1) ES2701819T3 (ru)
SG (1) SG11201606016QA (ru)
WO (1) WO2015128038A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017093056A1 (en) * 2015-11-30 2017-06-08 Sabic Global Technologies B.V. Process for producing lpg and btx from a heavy aromatic feed
US10793792B2 (en) * 2017-05-15 2020-10-06 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for the conversion of heavy oils to petrochemical products
US11041127B2 (en) * 2017-08-15 2021-06-22 Sabic Global Technologies B.V. Shale gas and condensate to chemicals
WO2021019344A1 (en) 2019-07-31 2021-02-04 Sabic Global Technologies B.V. Naphtha catalytic cracking process
US11602735B1 (en) * 2021-11-05 2023-03-14 Saudi Arabian Oil Company Two stage catalytic process for pyrolysis oil upgrading to btex
US11959031B2 (en) * 2022-09-19 2024-04-16 Saudi Arabian Oil Company Conversion of whole crude to value added petrochemicals in an integrated reactor process
US20250187914A1 (en) * 2023-12-06 2025-06-12 Saudi Arabian Oil Company Methods of transporting hydrogen that include hydrocracking and dehydrogenation at separate hydrocarbon processing facilities

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1020595A (en) * 1963-02-08 1966-02-23 Sun Oil Co Production of naphthalene and benzene
US3317419A (en) * 1964-06-01 1967-05-02 Universal Oil Prod Co Multiple-stage cascade hydrorefining of contaminated charge stocks
US3360456A (en) * 1965-10-14 1967-12-26 Gulf Research Development Co Process for the hydrocracking of hydrocarbons in two stages to produce gasoline with a reduced consumption of hydrogen
GB1161725A (en) * 1966-10-17 1969-08-20 Mobil Oil Corp Hydrocracking process with Zeolite and Amorphous Base Catalysts
US3660270A (en) * 1970-01-15 1972-05-02 Chevron Res Two-stage process for producing naphtha from petroleum distillates
US4137147A (en) * 1976-09-16 1979-01-30 Institut Francais Du Petrole Process for manufacturing olefinic hydrocarbons with respectively two and three carbon atoms per molecule
US5603824A (en) * 1994-08-03 1997-02-18 Mobil Oil Corporation Hydrocarbon upgrading process
US20030221990A1 (en) * 2002-06-04 2003-12-04 Yoon H. Alex Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20070112237A1 (en) * 2005-11-14 2007-05-17 Sk Corporation Process of preparing aromatic hydrocarbons and liquefied petroleum gas from hydrocarbon mixture
WO2008043066A2 (en) * 2006-10-05 2008-04-10 Syntroleum Corporation Process to produce middle distillate

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2885346A (en) * 1953-03-17 1959-05-05 Exxon Research Engineering Co Hydrocracking of gas oils
US3287252A (en) * 1962-05-10 1966-11-22 Union Oil Co Hyrocracking process utilizing two different types of catalyst
US3364132A (en) * 1966-09-19 1968-01-16 Universal Oil Prod Co Hydrocarbon conversion process to produce gasoline from high boiling hydrocarbon oils by hydrocracking and reforming
US3402121A (en) * 1966-10-06 1968-09-17 Universal Oil Prod Co Method for controlling the conversion of hydrocarbons
US3505205A (en) * 1968-04-23 1970-04-07 Gulf Research Development Co Production of lpg by low temperature hydrocracking
US3649518A (en) * 1970-04-02 1972-03-14 Universal Oil Prod Co Lubricating oil base stock production by hydrocracking two separat feed-stocks
US3691058A (en) * 1970-04-15 1972-09-12 Exxon Research Engineering Co Production of single-ring aromatic hydrocarbons from gas oils containing condensed ring aromatics and integrating this with the visbreaking of residua
US3758628A (en) * 1971-12-20 1973-09-11 Texaco Inc Igh octane gasoline combination cracking process for converting paraffinic naphtha into h
US4082647A (en) * 1976-12-09 1978-04-04 Uop Inc. Simultaneous and continuous hydrocracking production of maximum distillate and optimum lube oil base stock
US4390413A (en) * 1979-12-26 1983-06-28 Chevron Research Company Hydrocarbon upgrading process
US4574043A (en) * 1984-11-19 1986-03-04 Mobil Oil Corporation Catalytic process for manufacture of low pour lubricating oils
US5180868A (en) * 1988-06-20 1993-01-19 Battelle Memorial Institute Method of upgrading oils containing hydroxyaromatic hydrocarbon compounds to highly aromatic gasoline
US6270654B1 (en) 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
FR2764902B1 (fr) 1997-06-24 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape de conversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrocraquage
US7608747B2 (en) * 1999-09-07 2009-10-27 Lummus Technology Inc. Aromatics hydrogenolysis using novel mesoporous catalyst system
KR100557558B1 (ko) 2000-11-30 2006-03-03 에스케이 주식회사 탄화수소 혼합물로부터 방향족 탄화수소 및 액화석유가스를 제조하는 방법
US7214308B2 (en) 2003-02-21 2007-05-08 Institut Francais Du Petrole Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
AU2005326677B2 (en) * 2004-12-22 2009-03-12 Exxonmobil Chemical Patents, Inc. Production of liquid hydorocarbons from methane
US7483429B2 (en) * 2005-05-18 2009-01-27 International Business Machines Corporation Method and system for flexible network processor scheduler and data flow
US20070156003A1 (en) * 2005-12-09 2007-07-05 Taiichi Furukawa Method for producing saturated hydrocarbon compound
US7704377B2 (en) 2006-03-08 2010-04-27 Institut Francais Du Petrole Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
US7550642B2 (en) 2006-10-20 2009-06-23 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production
US20080093262A1 (en) 2006-10-24 2008-04-24 Andrea Gragnani Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a fixed bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
US20090050523A1 (en) 2007-08-20 2009-02-26 Halsey Richard B Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock and selective hydrocracking
US7938952B2 (en) 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
CA2737367C (en) 2008-09-18 2018-03-06 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
MX2011002971A (es) 2008-09-18 2011-04-11 Chevron Usa Inc Sistemas y metodos para producir un producto crudo.
JP5330056B2 (ja) 2009-03-30 2013-10-30 一般財団法人石油エネルギー技術センター １環芳香族炭化水素の製造方法
FR2951735B1 (fr) 2009-10-23 2012-08-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residu integrant une technologie lit mobile et une technologie lit bouillonnant
US9005430B2 (en) 2009-12-10 2015-04-14 IFP Energies Nouvelles Process and apparatus for integration of a high-pressure hydroconversion process and a medium-pressure middle distillate hydrotreatment process, whereby the two processes are independent
US8658022B2 (en) 2010-11-23 2014-02-25 Equistar Chemicals, Lp Process for cracking heavy hydrocarbon feed
US8663456B2 (en) 2010-11-23 2014-03-04 Equistar Chemicals, Lp Process for cracking heavy hydrocarbon feed
US8658019B2 (en) 2010-11-23 2014-02-25 Equistar Chemicals, Lp Process for cracking heavy hydrocarbon feed
FR2981659B1 (fr) 2011-10-20 2013-11-01 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
WO2015195190A1 (en) * 2014-06-20 2015-12-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis tar upgrading using recycled product
EP3209753B1 (en) * 2014-10-22 2025-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocracking process integrated with vacuum distillation and solvent dewaxing to reduce heavy polycyclic aromatic buildup
FR3027911B1 (fr) 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
FR3027912B1 (fr) 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage
FR3033797B1 (fr) 2015-03-16 2018-12-07 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1020595A (en) * 1963-02-08 1966-02-23 Sun Oil Co Production of naphthalene and benzene
US3317419A (en) * 1964-06-01 1967-05-02 Universal Oil Prod Co Multiple-stage cascade hydrorefining of contaminated charge stocks
US3360456A (en) * 1965-10-14 1967-12-26 Gulf Research Development Co Process for the hydrocracking of hydrocarbons in two stages to produce gasoline with a reduced consumption of hydrogen
GB1161725A (en) * 1966-10-17 1969-08-20 Mobil Oil Corp Hydrocracking process with Zeolite and Amorphous Base Catalysts
US3660270A (en) * 1970-01-15 1972-05-02 Chevron Res Two-stage process for producing naphtha from petroleum distillates
US4137147A (en) * 1976-09-16 1979-01-30 Institut Francais Du Petrole Process for manufacturing olefinic hydrocarbons with respectively two and three carbon atoms per molecule
US5603824A (en) * 1994-08-03 1997-02-18 Mobil Oil Corporation Hydrocarbon upgrading process
US20030221990A1 (en) * 2002-06-04 2003-12-04 Yoon H. Alex Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20070112237A1 (en) * 2005-11-14 2007-05-17 Sk Corporation Process of preparing aromatic hydrocarbons and liquefied petroleum gas from hydrocarbon mixture
WO2008043066A2 (en) * 2006-10-05 2008-04-10 Syntroleum Corporation Process to produce middle distillate

Also Published As

Publication number Publication date
WO2015128038A1 (en) 2015-09-03
US20170121613A1 (en) 2017-05-04
ES2701819T3 (es) 2019-02-26
KR102454266B1 (ko) 2022-10-14
EA201691714A1 (ru) 2016-12-30
SG11201606016QA (en) 2016-08-30
EP3110917B1 (en) 2018-09-26
CN106133119A (zh) 2016-11-16
JP2017511829A (ja) 2017-04-27
JP6676535B2 (ja) 2020-04-08
CN106133119B (zh) 2022-02-25
US10301559B2 (en) 2019-05-28
KR20160126023A (ko) 2016-11-01
EP3110917A1 (en) 2017-01-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6470760B2 (ja) エチレンおよびｂｔｘの収率が改善された、原油を石油化学製品に転化するための方法および装置
KR102374848B1 (ko) 열분해를 이용하여 혼합 탄화수소 급원으로부터 btx를 생산하는 방법
US10316259B2 (en) Process for converting hydrocarbons into olefins
KR102369550B1 (ko) 원유를 탄소 효율이 향상된 석유화학물질로 변환시키기 위한 방법 및 장치
JP6574432B2 (ja) 製油所重質炭化水素の石油化学製品へのアップグレードプロセス
KR102387832B1 (ko) 고비점 탄화수소 공급원료를 보다 저비점의 탄화수소 생성물로 전환하는 방법
CN110066686A (zh) 在蒸汽裂解器单元中裂解烃原料的方法
EA030883B1 (ru) Способ получения легких олефинов и ароматических соединений из углеводородного сырья
US10301559B2 (en) Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products
EP3110924B1 (en) Process for converting hydrocarbons into olefins and btx.
KR102375386B1 (ko) 코킹을 이용하여 혼합 탄화수소 급원으로부터 btx를 생산하는 방법

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM