RU2841070C1 - Removal of impurities in method of producing hydrocarbon products - Google Patents
Removal of impurities in method of producing hydrocarbon products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2841070C1 RU2841070C1 RU2023109405A RU2023109405A RU2841070C1 RU 2841070 C1 RU2841070 C1 RU 2841070C1 RU 2023109405 A RU2023109405 A RU 2023109405A RU 2023109405 A RU2023109405 A RU 2023109405A RU 2841070 C1 RU2841070 C1 RU 2841070C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- hydrotreated
- stage
- separation
- hydrogen
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу получения углеводородов, в частности углеводородов, кипящих при температуре выше 30°С, таких как авиационное топливо, из исходного сырья, полученного из возобновляемого источника и/или ископаемого источника, причем предпочтительно ископаемый источник представлен в нем в минорном количестве, а именно до 30% масс. или менее от исходного сырья, например, до 10% масс. Способ включает направление исходного сырья на стадию гидрообработки, включающую использование одного или нескольких блоков каталитической гидроочистки, и стадию депарафинизации, при этом на стадии разделения перед стадией депарафинизации значительно снижают содержание примесей, таких как H2S, H2O, СО и CO2, которые могут быть вредными для катализаторов, используемых на стадии депарафинизации.The present invention relates to a method for producing hydrocarbons, in particular hydrocarbons boiling at a temperature above 30°C, such as aviation fuel, from a feedstock obtained from a renewable source and/or a fossil source, wherein the fossil source is preferably present in a minor amount, namely up to 30% by weight or less of the feedstock, for example up to 10% by weight. The method includes directing the feedstock to a hydrotreatment stage, including the use of one or more catalytic hydrotreating units, and a dewaxing stage, wherein the content of impurities such as H2S , H2O , CO and CO2 , which may be harmful to the catalysts used in the dewaxing stage, is significantly reduced in the separation stage before the dewaxing stage.
В настоящее время отмечается растущий интерес к производству авиационного топлива или авиационного топлива и дизельного топлива из возобновляемого исходного сырья или посредством совместной переработки с традиционным сырьем из ископаемого топлива. В частности, при обработке возобновляемого сырья, при гидроочистке кислород в исходном сырье в основном удаляется в виде H2O, что дает парафиновое топливо, состоящее из парафинов с тем же числом атомов углерода, что и в основной цепи триглицеридов. Это называется путем гидродеоксигенирования (HDO). Кислород также может быть удален путем декарбоксилирования, при котором вместо H2O образуется CO2:There is currently growing interest in producing aviation fuel or jet fuel and diesel from renewable feedstocks or through co-processing with traditional fossil fuel feedstocks. In particular, when processing renewable feedstocks, hydrotreating removes the oxygen in the feedstock primarily as H2O , producing paraffinic fuels consisting of paraffins with the same number of carbon atoms as those in the triglyceride backbone. This is called the hydrodeoxygenation (HDO) process. Oxygen can also be removed by decarboxylation, which produces CO2 instead of H2O :
Путь HDO: С17Н34СООН+3.5 Н2↔С18Н38+2H2OHDO path: C 17 H 34 COOH + 3.5 H 2 ↔C 18 H 38 + 2H 2 O
Путь декарбоксилирования: С17Н34СООН+0.5 Н2↔С17Н36+CO2.Decarboxylation path: C 17 H 34 COOH + 0.5 H 2 ↔C 17 H 36 + CO 2 .
Некоторые возобновляемые материалы также содержат азот. Для удаления азота также требуется водород, т.е. гидроденитрификация (HDN).Some renewable materials also contain nitrogen. Hydrogen is also required to remove nitrogen, i.e. hydrodenitrification (HDN).
При производстве углеводородного продукта, в частности авиационного топлива или авиационного и дизельного топлива, сырье направляют на стадию гидрообработки в секции гидрообработки. Данная стадия обычно включает HDO для получения подвергнутого гидроочистке потока, который затем направляют на первую стадию разделения, обычно включающую использование блока разделения, такого как отпарная колонна высокого давления (отпарная колонна ВД), из которой отводят поток верхнего погона. Данный поток верхнего погона частично конденсируется, и полученная жидкая углеводородная фракция направляется непосредственно на расположенную ниже по потоку стадию депарафинизации в секции депарафинизации, включенной в стадию гидрообработки или секцию гидрообработки, в которой происходит гидроизомеризация и, возможно, побочная реакция гидрокрекинга. После стадии депарафинизации поток, подвергнутый гидроочистке, обычно направляют на другую стадию разделения для получения углеводородного продукта.In the production of a hydrocarbon product, in particular aviation fuel or aviation and diesel fuel, the feedstock is sent to a hydroprocessing stage in a hydroprocessing section. This stage typically involves HDO to produce a hydrotreated stream, which is then sent to a first separation stage, typically involving the use of a separation unit such as a high pressure stripper (HP stripper), from which an overhead stream is withdrawn. This overhead stream is partially condensed and the resulting liquid hydrocarbon fraction is sent directly to a downstream dewaxing stage in a dewaxing section included in the hydroprocessing stage or hydrotreating section, in which hydroisomerization and possibly a hydrocracking side reaction occur. After the dewaxing stage, the hydrotreated stream is typically sent to another separation stage to produce a hydrocarbon product.
На стадии депарафинизации используются катализаторы из благородных металлов, которые из-за примесей, присутствующих в углеводородной жидкости, в частности H2S, легко загрязняются и в результате этого теряют активность. Также могут присутствовать и другие примеси, такие как H2O, NH3, СО и CO2. При работе с исходным сырьем, полученным из источника ископаемого топлива, наблюдается высокое содержание серы, поэтому обычно проводится гидроочистка в форме гидродесульфуризации (HDS) или гидроденитрофикации (HDN). При работе с сырьем, происходящим из возобновляемых источников, содержание серы значительно ниже, поэтому гидроочистка скорее включает HDO и, при необходимости, также HDN-обработку. В результате поток, подвергнутый гидроочистке, будет содержать не только H2S, но также H2O, NH3, СО и CO2 в качестве примесей, которые необходимо удалить перед расположенной ниже по потоку стадией депарафинизации.The dewaxing step uses noble metal catalysts which are easily fouled by impurities present in the hydrocarbon liquid, particularly H2S , and as a result lose their activity. Other impurities such as H2O , NH3 , CO and CO2 may also be present. When working with feedstocks derived from a fossil fuel source, the sulphur content is high, so hydrotreating in the form of hydrodesulfurization (HDS) or hydrodenitrophication (HDN) is usually carried out. When working with feedstocks originating from renewable sources, the sulphur content is significantly lower, so hydrotreating is more likely to involve HDO and, if necessary, also HDN treatment. As a result, the hydrotreated stream will contain not only H2S , but also H2O , NH3 , CO and CO2 as impurities which must be removed prior to the downstream dewaxing step.
Европейский патент ЕР 2362892 А1 (международная заявка WO 2010/053468 А1) раскрывает гидрообработку топливного исходного сырья, полученного из биокомпонентных источников, а также гидрообработку смесей биокомпонентного и минерального топливного исходного сырья. Более конкретно, в данном источнике описан способ получения дизельного топлива из биокомпонентного сырья, который включает гидроочистку сырья с последующей каталитической депарафинизацией. Сырье, подвергнутое гидроочистке, может быть направлено последовательно сразу на стадию депарафинизации, либо сырье, подвергнутое гидроочистке, может быть подвергнуто промежуточному разделению в блоке разделения, таком как ректификационная колонна. Там не раскрывается, явно или косвенно, использование возврата флегмы в блоке разделения: использование ректификационной колонны не обязательно означает присутствие возврата флегмы, и это определенно не является объектом данного источника. Колонна кипячения с подачей сырья на первую ступень и без рециркуляции может легко считаться ректификационной колонной.European patent EP 2 362 892 A1 (international application WO 2010/053468 A1) discloses the hydroprocessing of fuel feedstocks obtained from biocomponent sources, as well as the hydroprocessing of mixtures of biocomponent and mineral fuel feedstocks. More specifically, this reference describes a method for producing diesel fuel from biocomponent feedstock, which comprises hydrotreating the feedstock followed by catalytic dewaxing. The hydrotreated feedstock may be sent sequentially directly to the dewaxing step, or the hydrotreated feedstock may be subjected to intermediate separation in a separation unit such as a distillation column. It does not disclose, explicitly or implicitly, the use of a reflux recycle in the separation unit: the use of a distillation column does not necessarily mean the presence of a reflux recycle, and this is certainly not the subject of this reference. A boiling column with feedstock fed to the first stage and without recirculation can easily be considered a rectification column.
В заявке на патент США US 2002/112990 А1 описан способ гидрообработки ископаемого топлива на двух или более стадиях гидрообработки, в котором жидкие и парообразные продукты с первой стадии направляют в зону разделения (S), причем фракцию жидкой фазы отделяют от фракции парообразной фазы, которая содержит испаренные тяжелые углеводородные компоненты. Парофазную фракцию направляют в зону сорбции (ST) в присутствии сорбирующего агента (STA), в которой удаляют по меньшей мере часть тяжелых углеводородных компонентов. Как жидкофазную фракцию, так и сорбированные тяжелые углеводородные компоненты направляют по меньшей мере на одну дополнительную стадию гидрообработки. При необходимости в зоне сорбции (ST) присутствует частичная конденсация и возврат флегмы для удаления высококипящих углеводородных компонентов (тяжелых хвостов) из паровой фракции. В зоне разделения (S) отсутствует как отпаривание, так и возврат флегмы, поэтому примеси H2S, H2O, NH3, СО и CO2 кубового потока будут переходить непосредственно на вторую стадию гидрообработки.US Patent Application US 2002/112990 A1 describes a method for hydroprocessing fossil fuel in two or more hydroprocessing stages, in which liquid and vapor products from the first stage are sent to a separation zone (S), wherein a liquid phase fraction is separated from a vapor phase fraction that contains evaporated heavy hydrocarbon components. The vapor phase fraction is sent to a sorption zone (ST) in the presence of a sorbing agent (STA), in which at least a portion of the heavy hydrocarbon components are removed. Both the liquid phase fraction and the sorbed heavy hydrocarbon components are sent to at least one additional hydroprocessing stage. If necessary, partial condensation and reflux return are present in the sorption zone (ST) to remove high-boiling hydrocarbon components (heavy tails) from the vapor fraction. In the separation zone (S) there is no stripping or phlegm return, therefore the impurities H2S , H2O , NH3 , CO and CO2 of the bottoms flow will pass directly to the second stage of hydroprocessing.
В заявке на патент США US 2005/167334 А1 раскрывается гидроочистка ископаемого топлива, в которой гидроочистка представляет собой гидродесульфуризацию, гидроденитрофикацию, гидродеметаллизацию (для удаления одного или нескольких металлов, таких как ванадий, никель, железо, натрий, титан, кремний, медь) и гидродеароматизацию. Гидроочистка включает, по меньшей мере, две реакционные стадии с промежуточным отпариванием потока, выходящего с первой стадии, и включает возврат флегмы, при этом каждую стадию проводят с контуром рециркуляции водорода, который является эксклюзивным для данной стадии, посредством которого удаляют часть образовавшегося H2S. Гидроочистка на первой реакционной стадии не включает HDO, поэтому ее выходящие потоки не содержат дополнительных примесей в виде СО, CO2 в дополнение к H2O.US Patent Application US 2005/167334 A1 discloses hydrotreating of fossil fuels, wherein the hydrotreating comprises hydrodesulfurization, hydrodenitrophication, hydrodemetallization (to remove one or more metals such as vanadium, nickel, iron, sodium, titanium, silicon, copper) and hydrodearomatization. The hydrotreating comprises at least two reaction stages with intermediate stripping of the stream leaving the first stage and includes reflux recovery, each stage being carried out with a hydrogen recirculation loop, which is exclusive to this stage, by means of which a portion of the formed H 2 S is removed. The hydrotreating in the first reaction stage does not include HDO, therefore its effluents do not contain additional impurities in the form of CO, CO 2 in addition to H 2 O.
Задача настоящего изобретения состояла в значительном снижение содержания примесей H2S, H2O, NH3, СО и CO2, которые могут контактировать с катализаторами на основе благородных металлов, используемыми на стадии депарафинизации.The objective of the present invention was to significantly reduce the content of impurities H2S , H2O , NH3 , CO and CO2 that may come into contact with noble metal-based catalysts used in the dewaxing stage.
Указанная и другие задачи решаются посредством настоящего изобретения.The above and other problems are solved by means of the present invention.
Соответственно настоящее изобретение предоставляет способ получения углеводородного продукта, причем указанный способ включает:Accordingly, the present invention provides a method for producing a hydrocarbon product, said method comprising:
i) направление исходного сырья, происходящего из возобновляемого источника и/или из ископаемого источника, на стадию гидрообработки для получения основного потока, подвергнутого гидроочистке; причем указанная стадия гидрообработки включает:i) sending a feedstock originating from a renewable source and/or from a fossil source to a hydrotreating step to obtain a hydrotreated main stream; said hydrotreating step comprising:
- направление исходного сырья в один или несколько блоков каталитической гидроочистки с добавлением водорода для получения первого потока, подвергнутого гидроочистке, т.е. потока содержащего углеводороды, имеющие от 1 до более 30 атомов углерода, причем указанный поток, подвергнутый гидроочистке, т.е. первый поток, подвергнутого гидроочистке, содержит примеси: H2S, NH3, СО, CO2 и H2O;- directing the feedstock into one or more catalytic hydrotreating units with the addition of hydrogen to obtain a first hydrotreated stream, i.e. a stream containing hydrocarbons having from 1 to more than 30 carbon atoms, wherein said hydrotreated stream, i.e. the first hydrotreated stream, contains impurities: H2S , NH3 , CO, CO2 and H2O ;
- направление первого потока, подвергнутого гидроочистке, на первую стадию разделения, включающую использование блока разделения для удаления примесей;- directing the first hydrotreated stream to a first separation stage, including the use of a separation unit to remove impurities;
- выведение из указанной первой стадии разделения потока верхнего погона, т.е. из указанного блока разделения, и отделение жидкого углеводородного потока верхнего погона, из которого по меньшей мере часть направляют в виде потока флегмы в указанный первый блок разделения;- removing from said first separation stage an overhead stream, i.e. from said separation unit, and separating a liquid hydrocarbon overhead stream, of which at least a portion is directed as a reflux stream to said first separation unit;
- выведение из указанной первой стадии разделения кубового потока, т.е. из указанного блока разделения;- removal of the bottom stream from the specified first stage of separation, i.e. from the specified separation block;
- направление по меньшей мере части указанного кубового потока на стадию депарафинизации, включающую использование одного или нескольких блоков каталитической гидроочистки, с добавлением водорода для получения указанного основного потока, подвергнутого гидроочистке;- directing at least a portion of said bottom stream to a dewaxing stage comprising using one or more catalytic hydrotreating units with the addition of hydrogen to obtain said main stream subjected to hydrotreating;
ii) направление основного потока, подвергнутого гидроочистке, на вторую стадию разделения для получения указанного углеводородного продукта;ii) directing the hydrotreated main stream to a second separation stage to obtain the said hydrocarbon product;
причем один или нескольких блоков каталитической гидроочистки для получения указанного первого потока, подвергнутого гидроочистке, включают гидродеоксигенирование (HDO) и при необходимости также гидроденитрификацию (HDN);wherein one or more catalytic hydrotreating units for producing said first hydrotreated stream comprise hydrodeoxygenation (HDO) and, if necessary, also hydrodenitrification (HDN);
причем один или нескольких блоков каталитической гидроочистки на стадии депарафинизации для получения указанного основного потока, подвергнутого гидроочистке, включают гидродепарафинизацию (HDW) в присутствии катализатора на основе благородного металла и при необходимости также гидрокрекинг (HCR); иwherein one or more catalytic hydrotreating units in the dewaxing stage for producing said hydrotreated main stream comprise hydrodewaxing (HDW) in the presence of a noble metal catalyst and, if necessary, also hydrocracking (HCR); and
причем весь жидкий углеводородный поток верхнего погона, т.е. указанная по меньшей мере часть жидкого углеводородного потока верхнего погона представляет собой весь жидкий углеводородный поток верхнего погона, направляют в виде потока флегмы в блок разделения.wherein the entire liquid hydrocarbon overhead stream, i.e. said at least portion of the liquid hydrocarbon overhead stream is the entire liquid hydrocarbon overhead stream, is sent as a reflux stream to the separation unit.
Необходимо понимать, что примесями являются H2S, NH3, СО, CO2 и H2O или их комбинации. Например, примесью может быть СО и CO2.It is important to understand that impurities are H2S , NH3 , CO, CO2 and H2O or combinations thereof. For example, an impurity can be CO and CO2 .
Первый поток, подвергнутый гидроочистке, из первого блока каталитической гидроочистки обычно содержит примеси, которые могут быть вредными для катализатора, используемого на последующей стадии депарафинизации. При работе в так называемом низкосернистом режиме (англ. sweet mode), как в настоящем изобретении, катализатор, используемый в блоке каталитической гидроочистки (блоке гидродепарафинизации, HDW) на стадии депарафинизации, представляет собой катализатор на основе благородного металла, который чувствителен к примесям, что подразумевает необходимость использования первой стадии разделения, такой как использование блока разделения в виде сепаратора высокого давления или колонны для снижения содержания примесей.The first hydrotreated stream from the first catalytic hydrotreating unit typically contains impurities that may be detrimental to the catalyst used in the subsequent dewaxing step. When operating in the so-called sweet mode, as in the present invention, the catalyst used in the catalytic hydrotreating unit (hydrodewaxing unit, HDW) in the dewaxing step is a noble metal catalyst that is sensitive to impurities, which implies the need for a first separation step, such as a separation unit in the form of a high-pressure separator or a column to reduce the content of impurities.
В соответствии с изобретением вместо направления жидкого углеводородного потока верхнего погона, например, блока разделения, в качестве части сырья для стадии депарафинизации, данный жидкий углеводородный поток верхнего погона используется в качестве флегмы в блоке разделения. Было обнаружено, что содержание примесей, в частности H2O и H2S, в сырье, поступающем на стадию депарафинизации, значительно снижается, т.е. на один порядок величины, как показано в приведенном ниже примере, что предотвращает загрязнение используемых в нем катализаторов на основе благородных металлов.According to the invention, instead of sending the liquid hydrocarbon overhead stream, for example, from a separation unit, as part of the feed to the dewaxing stage, this liquid hydrocarbon overhead stream is used as reflux in the separation unit. It has been found that the content of impurities, in particular H2O and H2S , in the feed entering the dewaxing stage is significantly reduced, i.e. by one order of magnitude, as shown in the example below, which prevents contamination of the noble metal catalysts used therein.
Настоящее изобретение особенно полезно при производстве авиационного топлива или авиационного топлива и дизельного топлива. При производстве только дизельного топлива поток верхнего погона из блока разделения, т.е. отпарной колонны высокого давления, на первой стадии разделения обычно полностью обходил бы блок каталитической гидроочистки на стадии депарафинизации, поэтому нет необходимости в его защите. И в конце, он становился бы небольшой частью всего потока дизельного продукта, поэтому было бы приемлемо, если бы он не проходил через блок каталитической гидроочистки на стадии депарафинизации, так как это не повлияет на общие свойства дизельного топлива.The present invention is particularly useful in the production of aviation fuel or aviation fuel and diesel fuel. In the production of diesel fuel only, the overhead stream from the separation unit, i.e. the high-pressure stripper, would normally bypass the catalytic hydrotreating unit in the dewaxing stage in the first stage of separation, so there is no need to protect it. And in the end, it would become a small part of the overall diesel product stream, so it would be acceptable if it did not pass through the catalytic hydrotreating unit in the dewaxing stage, since this would not affect the overall properties of the diesel fuel.
Однако поток верхнего погона из блока разделения на первой стадии разделения содержит некоторые компоненты из диапазона кипения авиационного топлива. Таким образом, при производстве авиационного топлива данные компоненты должны пройти стадию депарафинизации для их изомеризации. В противном случае существует риск несоблюдения спецификаций для авиационного топлива, в частности спецификаций по температуре замерзания авиационного топлива. В данном случае согласно настоящему изобретению поток верхнего погона блока разделения, например, поток верхнего погона отпарной колонны ВД, отводят, частично конденсируя, например, в воздушном холодильнике, и направляют в дополнительный (холодный) сепаратор для выведения сконденсированного жидкого углеводородного потока, т.е. жидкого углеводородного потока верхнего погона. В то время как обычно данный поток направлялся бы непосредственно в качестве сырья на стадию депарафинизации, настоящее изобретение вместо этого использует его в качестве флегмы для колонны, тем самым неожиданно обеспечивая лучшее общее удаление примесей и, следовательно, лучшую защиту блока(-ов) каталитической гидроочистки, используемого(-ых) на стадии депарафинизации.However, the overhead stream from the separation unit in the first separation stage contains some components from the boiling range of aviation fuel. Thus, in the production of aviation fuel, these components must undergo a dewaxing stage for their isomerization. Otherwise, there is a risk of non-compliance with the specifications for aviation fuel, in particular the specifications for the freezing point of aviation fuel. In this case, according to the present invention, the overhead stream of the separation unit, for example the overhead stream of the HP stripper, is withdrawn, partially condensed, for example in an air cooler, and sent to an additional (cold) separator for removing the condensed liquid hydrocarbon stream, i.e. the liquid hydrocarbon stream of the overhead. While this stream would normally be sent directly as feed to the dewaxing step, the present invention instead uses it as reflux for the column, thereby unexpectedly providing better overall impurity removal and hence better protection of the catalytic hydrotreating unit(s) used in the dewaxing step.
На стадии ii) основной подвергнутый гидроочистке поток, полученный на стадии депарафинизации, направляют на вторую стадию разделения, которая обычно включает использование сепаратора, например холодного сепаратора, и секции отпаривания, включающей отпарную колонну для продукта и установку фракционирования, например, дистилляционную колонну, в результате чего получают углеводородный продукт, в частности авиационное топливо, дизельное топливо и нафту.In step ii) the main hydrotreated stream obtained in the dewaxing step is sent to a second separation step which typically involves the use of a separator, such as a cold separator, and a stripping section comprising a product stripper and a fractionation unit, such as a distillation column, to produce a hydrocarbon product, in particular aviation fuel, diesel fuel and naphtha.
В одном варианте осуществления стадия ii) включает направление указанного основного потока, подвергнутого гидроочистке, в сепаратор, предпочтительно холодный сепаратор, для получения водосодержащего потока (кислого водного потока), потока, обогащенного водородом, и углеводородного потока, который далее разделяют на указанный углеводородный продукт в последующей секции отпаривания; и при этом указанный поток, обогащенный водородом, подают в виде единого контура рециркуляции в способ посредством добавления его в один или несколько блоков каталитической гидроочистки для получения указанного первого потока, подвергнутого гидроочистке.In one embodiment, step ii) comprises directing said hydrotreated main stream to a separator, preferably a cold separator, to produce a water-containing stream (an acidic aqueous stream), a hydrogen-rich stream and a hydrocarbon stream which is further separated into said hydrocarbon product in a subsequent stripping section; and wherein said hydrogen-rich stream is fed as a single recycle loop to the process by adding it to one or more catalytic hydrotreating units to produce said first hydrotreated stream.
Таким образом, обеспечивается единый (общий) рециркуляционный контур для рециркуляции водорода, так что обогащенный водородом газ из холодного сепаратора может быть добавлен не только, например, на стадии HDO перед первой стадией разделения, но и при необходимости также на стадии депарафинизации после первой стадии разделения. Требуется единый компрессор рециркуляции водорода вместо отдельных компрессоров рециркуляции и дополнительных трубопроводов для независимого добавления водорода на стадии HDO или депарафинизации.In this way, a single (common) recirculation loop for hydrogen recirculation is provided, so that the hydrogen-rich gas from the cold separator can be added not only, for example, to the HDO stage before the first separation stage, but also, if necessary, to the dewaxing stage after the first separation stage. A single hydrogen recirculation compressor is required instead of separate recirculation compressors and additional pipelines for the independent addition of hydrogen to the HDO or dewaxing stage.
В одном варианте осуществления способ дополнительно включает добавление указанного обогащенного водородом потока на стадии депарафинизации, включающую использование одного или нескольких блоков каталитической гидроочистки, для получения указанного основного потока, подвергнутого гидроочистке.In one embodiment, the method further comprises adding said hydrogen-rich stream to a dewaxing step comprising using one or more catalytic hydrotreating units to produce said hydrotreated main stream.
В другом варианте осуществления указанный поток, обогащенный водородом, не добавляют на стадии депарафинизации. Вместо этого на стадии депарафинизации добавляют подпиточный водородный газ, т.е. из внешних источников. Подпиточный водородный газ после прохождения через стадию депарафинизации подходящим образом смешивают с потоком, обогащенным водородом (рециркуляционный газ), а затем направляют в виде единого контура рециркуляционного газа обратно на стадию HDO. Другими словами, в соответствии с данным вариантом осуществления способ дополнительно включает: отказ от добавления потока, обогащенного водородом, на стадию депарафинизации, добавление подпиточного водородного газа, т.е. из внешних источников, на стадию депарафинизации и после прохождения через стадию депарафинизации, смешивание с потоком, обогащенным водородом, с образованием таким образом смешанного водородного потока, который затем подают как указанный единый контур рециркуляции. Предпочтительно использовать только подпиточный водородный газ, потому что, в отличие от обогащенного водородом потока, подпиточный водородный газ в основном представляет собой чистый Н2 и, таким образом, не содержит загрязняющих веществ.In another embodiment, said hydrogen-rich stream is not added to the dewaxing stage. Instead, a hydrogen make-up gas, i.e. from external sources, is added to the dewaxing stage. The hydrogen make-up gas, after passing through the dewaxing stage, is suitably mixed with the hydrogen-rich stream (recycle gas), and is then sent as a single recycle gas loop back to the HDO stage. In other words, according to this embodiment, the method further comprises: not adding a hydrogen-rich stream to the dewaxing stage, adding hydrogen make-up gas, i.e. from external sources, to the dewaxing stage and, after passing through the dewaxing stage, mixing with the hydrogen-rich stream, thus forming a mixed hydrogen stream, which is then fed as said single recirculation loop. It is preferable to use only hydrogen make-up gas because, unlike the hydrogen-rich stream, the hydrogen make-up gas is essentially pure H2 and thus does not contain contaminants.
В одном варианте осуществления способ дополнительно включает: отделение газового потока верхнего погона, содержащего примеси, от указанного потока верхнего погона с первой стадии разделения и направление указанного газового потока верхнего погона, предпочтительно после смешивания его с указанным основным потоком, подвергнутым гидроочистке, и предпочтительно также при последующем охлаждении, например, в воздушном холодильнике, в указанный сепаратор на стадии ii).In one embodiment, the method further comprises: separating an overhead gas stream containing impurities from said overhead stream from the first separation stage and directing said overhead gas stream, preferably after mixing it with said hydrotreated main stream and preferably also with subsequent cooling, for example in an air cooler, to said separator in step ii).
Таким образом, примеси, такие как H2S и NH3, переносятся и выводятся вместе с кислым водным потоком, выводимым из сепаратора, т.е. холодного сепаратора, при этом в то же время предусмотрен упомянутый единый (общий) рециркуляционный контур для рециркуляции водорода. Таким образом достигается дальнейшая интеграция, упрощение и гибкость способа.In this way, impurities such as H2S and NH3 are carried over and discharged together with the acidic aqueous stream discharged from the separator, i.e. the cold separator, while at the same time the said single (common) recirculation loop for hydrogen recirculation is provided. Thus, further integration, simplification and flexibility of the process are achieved.
В одном варианте осуществления указанный углеводородный продукт кипит при температуре выше 30°С и включает одно или несколько из следующих веществ: авиационное топливо, дизельное топливо, нафту и, при необходимости, также базовый материал для смазочных средств (базовое масло для смазочных средств). В конкретном варианте осуществления указанный углеводород представляет собой авиационное топливо или авиационное топливо и дизельное топливо.In one embodiment, said hydrocarbon product boils at a temperature above 30°C and comprises one or more of the following substances: aviation fuel, diesel fuel, naphtha and, if necessary, also a base material for lubricants (base oil for lubricants). In a particular embodiment, said hydrocarbon is aviation fuel or aviation fuel and diesel fuel.
В соответствии с изобретением весь жидкий углеводородный поток верхнего погона первой стадии разделения, например, из блока разделения, направляют в качестве потока флегмы в блок разделения.According to the invention, the entire liquid hydrocarbon stream of the overhead of the first stage of separation, for example from the separation unit, is sent as a reflux stream to the separation unit.
Соответственно, обеспечивается полный возврат флегмы, т.е. используется весь жидкий углеводородный поток верхнего погона. Используемый в данном документе термин «весь» означает 95% масс. или более жидкого углеводородного потока верхнего погона, предпочтительно 100% масс. Таким образом, имеет место полный возврат флегмы жидкого углеводородного потока верхнего погона, и единственным сырьем для стадии депарафинизации является сырье, поступающее из куба первой стадии разделения, т.е. из блока разделения, тем самым дополнительно увеличивая удаление примесей, например, до одного порядка и более для некоторых примесей, в частности для H2O и H2S.Accordingly, a complete reflux recovery is ensured, i.e. the entire liquid hydrocarbon overhead stream is utilized. As used herein, the term "entire" means 95% by weight or more of the liquid hydrocarbon overhead stream, preferably 100% by weight. Thus, a complete reflux recovery of the liquid hydrocarbon overhead stream takes place, and the only feedstock for the dewaxing stage is the feedstock coming from the bottom of the first separation stage, i.e. from the separation unit, thereby further increasing the removal of impurities, for example, up to one order of magnitude or more for some impurities, in particular for H 2 O and H 2 S.
Следует понимать, что при полном возврате флегмы кубовый поток с первой стадии разделения, в частности кубовый поток из блока разделения, является потоком, который направляют на стадию депарафинизации.It should be understood that with complete return of phlegm, the bottoms flow from the first stage of separation, in particular the bottoms flow from the separation unit, is the flow that is sent to the dewaxing stage.
Следует понимать, что при отсутствии полного возврата флегмы, но при частичном возврате флегмы, очищенный первый поток, подвергнутый гидроочистке, при необходимости образуется посредством комбинирования кубового потока с первой стадии разделения, в частности кубового потока из блока разделения, с частью жидкого потока верхнего погона, которую не возвращают в виде флегмы. Затем очищенный первый поток, подвергнутый гидроочистке, направляют на стадию депарафинизации. По меньшей мере, часть кубового потока с первой стадии разделения, в частности кубовый поток из блока разделения, и часть жидкого потока верхнего погона, которая не возвращается в виде флегмы, могут направляться по отдельности, т.е. без объединения данных потоков, на стадию депарафинизации.It should be understood that in the absence of a complete return of phlegm, but with a partial return of phlegm, the purified first stream subjected to hydrotreatment is, if necessary, formed by combining the bottom stream from the first separation stage, in particular the bottom stream from the separation unit, with a portion of the liquid stream of the overhead distillate that is not returned as phlegm. Then, the purified first stream subjected to hydrotreatment is sent to the dewaxing stage. At least a portion of the bottom stream from the first separation stage, in particular the bottom stream from the separation unit, and a portion of the liquid stream of the overhead distillate that is not returned as phlegm, can be sent separately, i.e. without combining these streams, to the dewaxing stage.
В одном варианте осуществления изобретения указанный углеводородный продукт кипит при температуре выше 30°С и включает одно или несколько из следующих веществ: авиационное топливо, дизельное топливо, нафту и, при необходимости, также базовый материал для смазочных средств. Предпочтительно углеводородный продукт представляет собой авиационное топливо или авиационное топливо и дизельное топливо.In one embodiment of the invention, said hydrocarbon product boils at a temperature above 30°C and comprises one or more of the following substances: aviation fuel, diesel fuel, naphtha and, if necessary, also a base material for lubricants. Preferably, the hydrocarbon product is aviation fuel or aviation fuel and diesel fuel.
В варианте осуществления изобретения на первой стадии разделения блок разделения представляет собой отпарную колонну высокого давления (отпарную колонну ВД). Отпарная колонна ВД также называется стриппинг-колонной ВД.In an embodiment of the invention, in the first stage of separation, the separation unit is a high-pressure stripping column (HP stripping column). The HP stripping column is also called a HP stripping column.
Отпарные колонны высокого давления хорошо известны в данной области техники. Отпарная колонна высокого давления обеспечивает оптимальное удаление примесей. Отпарной средой для отпарной колонны высокого давления может быть подпиточный водородный газ, т.е. обогащенный водородом подпиточный газ, отходящие газы сепаратора, например отходящие газы горячего сепаратора или азот. Отпарная колонна высокого давления может, например, работать в диапазоне манометрического давления 40-70 бар и диапазоне температур 150-250°С.High-pressure stripping columns are well known in the art. A high-pressure stripping column ensures optimum removal of impurities. The stripping medium for a high-pressure stripping column can be hydrogen make-up gas, i.e. hydrogen-rich make-up gas, separator off-gases, such as hot separator off-gases, or nitrogen. The high-pressure stripping column can, for example, operate in a pressure range of 40-70 barg and a temperature range of 150-250°C.
В одном варианте осуществления первая стадия разделения дополнительно включает использование горячего сепаратора, расположенного выше по потоку от блока разделения.In one embodiment, the first separation stage further comprises using a hot separator located upstream of the separation unit.
Жидкость из горячего сепаратора направляют в расположенный ниже по потоку блок разделения, т.е. отпарную колонну высокого давления, тем самым повышая гибкость и оптимизацию стадии отпаривания в способе.The liquid from the hot separator is sent to a downstream separation unit, i.e. a high-pressure stripper, thereby increasing the flexibility and optimization of the stripping stage of the process.
Горячий сепаратор, как хорошо известно в данной области техники, представляет собой двухфазный или трехфазный вертикальный или горизонтальный сепаратор, чаще всего двухфазный, с газовым потоком сверху и потоком жидкости снизу, работающий при температуре выше 100°С, при этом вода удаляется в виде выпара в указанном газовом потоке. Горячий сепаратор может работать при высоком, среднем или низком давлении, например, в диапазоне 1-70 бар изб.A hot separator, as is well known in the art, is a two-phase or three-phase vertical or horizontal separator, most often two-phase, with a gas stream at the top and a liquid stream at the bottom, operating at a temperature above 100°C, with water being removed as a vapor in said gas stream. A hot separator may operate at high, medium or low pressure, for example in the range of 1-70 barg.
Следует понимать, что термин «горячий сепаратор» относится к случаю, когда вода удаляется в виде выпара. Термин «холодный сепаратор» относится к случаю, когда вода удаляется в виде жидкости.It should be understood that the term "hot separator" refers to the case where water is removed as a vapor. The term "cold separator" refers to the case where water is removed as a liquid.
Согласно изобретению по меньшей мере часть указанного кубового потока направляется на стадию депарафинизации. В одном варианте осуществления на стадии i) поток рециркуляционного масла отделяют от указанного кубового потока, например, кубового потока первой стадии разделения (из отпарной колонны высокого давления) и направляют в один или несколько блоков каталитической гидроочистки расположенных выше по потоку, т.е. блоков каталитической гидроочистки для получения указанного первого потока, подвергнутого гидроочистке.According to the invention, at least a portion of said bottom stream is sent to a dewaxing stage. In one embodiment, in step i), a recycle oil stream is separated from said bottom stream, for example the bottom stream of the first separation stage (from the high-pressure stripping column) and sent to one or more catalytic hydrotreating units located upstream, i.e. catalytic hydrotreating units, to obtain said first hydrotreated stream.
Рециркуляционное масло используется в качестве разбавителя для снижения экзотермичности гидроочистки в результате использования, в частности, исходного сырья возобновляемого происхождения. Возобновляемое исходное сырье более реакционноспособно, чем обычное углеводородное исходное сырье на основе ископаемого топлива. Возобновляемое сырье содержит серу и, в частности, больше кислорода, реакции которых с образованием соответственно H2O и H2S являются более экзотермическими. Тем самым достигается более высокая степень интеграции, гибкость, эффективность и не в последнюю очередь безопасность способа.Recycled oil is used as a diluent to reduce the exothermicity of hydrotreating by using, in particular, feedstocks of renewable origin. Renewable feedstocks are more reactive than conventional hydrocarbon feedstocks based on fossil fuels. Renewable feedstocks contain sulphur and, in particular, more oxygen, the reactions of which to form H2O and H2S respectively are more exothermic. This achieves a higher degree of integration, flexibility, efficiency and, last but not least, process safety.
В одном варианте осуществления один или нескольких блоков каталитической гидроочистки для получения указанного первого потока, подвергнутого гидроочистке, представляют собой гидродеоксигенирование (HDO) и гидроденитрификацию (HDN).In one embodiment, one or more catalytic hydrotreating units for producing said first hydrotreated stream are hydrodeoxygenation (HDO) and hydrodenitrification (HDN).
Используемый в данном документе термин HDO включает также декарбоксилирование.As used in this document, the term HDO also includes decarboxylation.
Материал каталитически активный в гидроочистке, содержит активный металл (сульфидированные неблагородные металлы, такие как никель, кобальт, вольфрам и/или молибден, но, возможно, также элементарные благородные металлы, такие как платина и/или палладий) и тугоплавкий носитель (такой как оксид алюминия, диоксид кремния или диоксид титана, или их комбинации).The material catalytically active in hydrotreating comprises an active metal (sulfided base metals such as nickel, cobalt, tungsten and/or molybdenum, but possibly also elemental noble metals such as platinum and/or palladium) and a refractory support (such as alumina, silica or titanium dioxide, or combinations thereof).
Условия гидроочистки включают температуру в диапазоне 250-400°С, давление в диапазоне 30-150 бар и часовую объемную скорость жидкости (LHSV) в диапазоне 0,1-2, при необходимости вместе с промежуточным охлаждением посредством мгновенного охлаждения холодным водородом, сырьем или продуктом.Hydrotreating conditions include temperatures in the range of 250-400°C, pressures in the range of 30-150 bar and liquid hourly space velocities (LHSV) in the range of 0.1-2, optionally with intermediate cooling by flash cooling with cold hydrogen, feed or product.
В одном варианте осуществления, стадия депарафинизации включает использование гидродепарафинизации (HDW) в присутствии катализатора на основе благородного металла и при необходимости также гидрокрекинг (HCR).In one embodiment, the dewaxing step comprises the use of hydrodewaxing (HDW) in the presence of a noble metal catalyst and optionally also hydrocracking (HCR).
На стадии депарафинизации содержание парафинов снижается в результате изомеризации в условиях изомеризации и, при необходимости, также крекинга в присутствии водорода. Следовательно, используемый в данном документе термин гидродепарафинизация (HDW) используется взаимозаменяемо с термином гидроизомеризация (HDI).In the dewaxing stage, the paraffin content is reduced by isomerization under isomerization conditions and, if necessary, also by cracking in the presence of hydrogen. Therefore, the term hydrodewaxing (HDW) as used in this document is used interchangeably with the term hydroisomerization (HDI).
Материал каталитически активный в гидродепарафинизации обычно включает активный металл (либо элементарные благородные металлы, такие как платина и/или палладий), кислотный носитель (обычно молекулярные сита, демонстрирующие высокую селективность формы и имеющие топологию, такую как MOR, FER, MRE (более конкретно MRE*), MWW, AEL, TON и МТТ) и тугоплавкий носитель (такой как оксид алюминия, диоксид кремния или диоксид титана, или их комбинации).The material catalytically active in hydrodewaxing typically includes an active metal (either elemental noble metals such as platinum and/or palladium), an acidic support (usually molecular sieves exhibiting high shape selectivity and having a topology such as MOR, FER, MRE (more particularly MRE*), MWW, AEL, TON and MTT) and a refractory support (such as alumina, silica or titanium dioxide, or combinations thereof).
Условия изомеризации (HDI) включают температуру в диапазоне 250-400°С, давление в диапазоне 20-100 бар и часовую объемную скорость жидкости (LHSV) в диапазоне 0,5-8, при необходимости вместе с промежуточным охлаждением посредством мгновенного охлаждения холодным водородом, сырьем или продуктом.Isomerization (HDI) conditions include temperatures in the range 250-400°C, pressures in the range 20-100 bar and liquid hourly space velocities (LHSV) in the range 0.5-8, optionally with intermediate cooling by flash cooling with cold hydrogen, feed or product.
Материал, каталитически активный в гидрокрекинге, по своей природе аналогичен материалу, каталитически активному в изомеризации, и обычно содержит активный металл (либо элементарные благородные металлы, такие как платина и/или палладий, либо сульфидированные неблагородные металлы, такие как никель, кобальт, вольфрам и/или молибден), кислотный носитель (обычно молекулярные сита, демонстрирующие высокую селективность формы и имеющие топологию, такую как MOR, FER, MRE, MWW, MFI, ВЕА и FAU) и тугоплавкий носитель (такой как оксид алюминия, диоксид кремния или диоксид титана, или их комбинации). Разница с материалом, каталитически активным в изомеризации, обычно заключается в природе кислотного носителя, который может иметь другую структуру (даже аморфный алюмосиликат) или иметь другую кислотность, например, из-за соотношения оксид кремния:оксид алюминия. Следует понимать, что в контексте настоящего изобретения также может иметь место различие в природе металлов, например металлы для HDW включают катализатор на основе благородного металла, такого как платина, в то время как металлы для гидрокрекинга могут включать неблагородный металл, такой как никель и/или молибден.The material catalytically active in hydrocracking is similar in nature to the material catalytically active in isomerization and typically comprises an active metal (either elemental noble metals such as platinum and/or palladium or sulfided base metals such as nickel, cobalt, tungsten and/or molybdenum), an acidic support (usually molecular sieves exhibiting high shape selectivity and having a topology such as MOR, FER, MRE, MWW, MFI, BEA and FAU) and a refractory support (such as alumina, silica or titania, or combinations thereof). The difference with the material catalytically active in isomerization typically lies in the nature of the acidic support, which may have a different structure (even amorphous aluminosilicate) or have a different acidity, for example due to the silica:alumina ratio. It should be understood that in the context of the present invention there may also be a difference in the nature of the metals, for example the metals for HDW include a catalyst based on a noble metal such as platinum, while the metals for hydrocracking may include a base metal such as nickel and/or molybdenum.
Условия гидрокрекинга включают температуру в диапазоне 250-400°С, давление в диапазоне 30-150 бар и часовую объемную скорость жидкости (LHSV) в диапазоне 0,5-8, при необходимости вместе с промежуточным охлаждением посредством мгновенного охлаждения холодным водородом, сырьем или продуктом.Hydrocracking conditions include temperatures in the range of 250-400°C, pressures in the range of 30-150 bar and liquid hourly space velocities (LHSV) in the range of 0.5-8, optionally with intermediate cooling by flash cooling with cold hydrogen, feedstock or product.
В одном варианте осуществления исходное сырье, происходящее из возобновляемых источников, получают из сырьевых материалов возобновляемого происхождения, таких как растения, водоросли, животные, рыбы, продукты переработки растительного масла, бытовые отходы, отходы, обогащенные пластиком, промышленные органические отходы, такие как талловое масло или черный щелок, или исходное сырье, полученное из одного или нескольких кислородсодержащих соединений, взятых из группы, состоящей из триглицеридов, жирных кислот, смоляных кислот, кетонов, альдегидов или спиртов, причем указанные кислородсодержащие соединения происходят из одного или нескольких биологических источников, процесса газификации, процесса пиролиза, синтеза Фишера-Тропша или синтеза на основе метанола.In one embodiment, the feedstock originating from renewable sources is obtained from raw materials of renewable origin, such as plants, algae, animals, fish, vegetable oil processing products, municipal waste, waste enriched with plastic, industrial organic waste such as tall oil or black liquor, or a feedstock obtained from one or more oxygen-containing compounds taken from the group consisting of triglycerides, fatty acids, resin acids, ketones, aldehydes or alcohols, wherein said oxygen-containing compounds originate from one or more biological sources, a gasification process, a pyrolysis process, a Fischer-Tropsch synthesis or a methanol-based synthesis.
В одном варианте осуществления исходное сырье, происходящее из источника ископаемого топлива, представляет собой дизельное топливо, керосин, нафту и вакуумный газойль (VGO).In one embodiment, the feedstock originating from a fossil fuel source is diesel fuel, kerosene, naphtha, and vacuum gas oil (VGO).
При необходимости рециркуляция углеводородного продукта, полученного в способе, такого как указанный поток рециркуляционного масла на стадии i), предоставляется в качестве части исходного сырья.If necessary, recirculation of the hydrocarbon product obtained in the process, such as said recirculation oil stream in step i), is provided as part of the feedstock.
Изобретение предусматривает использование исходного сырья, происходящего из возобновляемого источника, или исходного сырья, происходящего из источника ископаемого топлива, или их комбинацию, т.е. совместную переработку. В одном варианте осуществления, исходное сырье получают из возобновляемого источника и ископаемого источника, и причем ископаемый источник представлен в нем в минорном количестве, а именно до 30% масс. или менее от исходного сырья, например, до 10% масс.The invention provides for the use of a feedstock originating from a renewable source, or a feedstock originating from a fossil fuel source, or a combination thereof, i.e. co-processing. In one embodiment, the feedstock is obtained from a renewable source and a fossil source, and wherein the fossil source is present in a minor amount, namely up to 30% by weight or less of the feedstock, for example up to 10% by weight.
100% возобновляемое исходное сырье, т.е. исходное сырье, происходящее из возобновляемого источника, т.е. в котором отсутствует добавление сырья из источника ископаемого топлива, или если последнее присутствует в минорном количестве, как указано выше, содержит значительно меньше серы, чем чистое сырье из ископаемого топлива, и требует гидроочистки, включающей HDO, для удаления кислорода из возобновляемого сырья, что приводит в результате не только к H2S, но и к значительно более высоким концентрациям других примесей H2O, NH3, СО и CO2.100% renewable feedstock, i.e. feedstock originating from a renewable source, i.e. in which there is no addition of feedstock from a fossil fuel source, or if the latter is present in a minor amount as specified above, contains significantly less sulphur than pure fossil fuel feedstock and requires hydrotreating, including HDO, to remove oxygen from the renewable feedstock, resulting not only in H2S but also in significantly higher concentrations of other impurities H2O , NH3 , CO and CO2 .
На фиг.1 показано схематическое изображение способа и схема установки для получения нафты, авиационного топлива и дизельного топлива из исходного сырья в соответствии с известным уровнем техники. На фигуре представлен увеличенный вид блока разделения, используемого на первой стадии разделения.Fig. 1 shows a schematic representation of the method and the scheme of the installation for obtaining naphtha, aviation fuel and diesel fuel from the initial raw material in accordance with the known state of the art. The figure shows an enlarged view of the separation unit used in the first stage of separation.
На фиг.2 показано схематическое изображение способа и схема установки для получения нафты, авиационного топлива и дизельного топлива из исходного сырья в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. На фигуре представлен увеличенный вид блока разделения, используемого на первой стадии разделения.Fig. 2 shows a schematic representation of a method and a diagram of an installation for producing naphtha, aviation fuel and diesel fuel from a feedstock in accordance with one embodiment of the invention. The figure shows an enlarged view of a separation unit used in the first stage of separation.
С конкретной ссылкой на фиг.1 показана блок-схема потоков всего процесса/установки 10. Исходное сырье 12, такое как исходное сырье из возобновляемого источника, подают на стадию гидрообработки или в секцию гидрообработки 110. Данная стадия или секция гидрообработки включает при необходимости стадию подачи или секцию подачи 112 и реакторную секцию, включающую блок каталитической гидроочистки 114, такой как HDO, стадию депарафинизации или секцию депарафинизации 118, а также первую стадию разделения 116, которая здесь проиллюстрирована с помощью использования блока разделения 116 в виде отпарной колонны высокого давления. На стадии гидрообработки 110, в частности на стадии депарафинизации 118, получают основной поток, подвергнутый гидроочистке, 14, который затем направляют на вторую стадию разделения 120, на которой получают: водосодержащий (водный) поток 16; поток отходящих газов 20, содержащий углеводороды, такой как поток легких углеводородов, также содержащий NH3, СО, CO2 и H2S; и углеводородные продукты в виде дизельного топлива 22, авиационного топлива 24 и нафты 26.With particular reference to Fig. 1, a flow chart of the overall process/unit 10 is shown. A feedstock 12, such as a feedstock from a renewable source, is fed to a hydroprocessing stage or hydroprocessing section 110. This hydroprocessing stage or section optionally includes a feed stage or feed section 112 and a reactor section including a catalytic hydrotreating unit 114, such as HDO, a dewaxing stage or dewaxing section 118, and a first separation stage 116, which is illustrated here by using the separation unit 116 as a high-pressure stripper. The hydroprocessing stage 110, in particular the dewaxing stage 118, produces a hydrotreated main stream 14, which is then fed to a second separation stage 120, which produces: a water-containing (aqueous) stream 16; an off-gas stream 20 containing hydrocarbons, such as a light hydrocarbon stream also containing NH3 , CO, CO2 and H2S ; and hydrocarbon products in the form of diesel fuel 22, aviation fuel 24 and naphtha 26.
После необязательного направления исходного сырья 12 на необязательную стадию подачи 112, исходное сырье 12' направляют в блок каталитической гидроочистки 114, такой как HDO, из которого выводят первый поток, подвергнутый гидроочистке, 12''. Затем данный поток направляют в отпарную колонну высокого давления 116 с образованием потока выпаров 46, т.е. газообразного потока верхнего погона, содержащего основную часть примесей, кубового потока 44, от которого отделяют поток рециркуляционного масла 44', а также потока 44'' который объединяют с жидким потоком верхнего погона из отпарной колонны высокого давления 116, образуя таким образом очищенный первый поток, подвергнутый гидроочистке, 12'''. Последний поступает на стадию депарафинизации 118, включающую использование блока каталитической гидроочистки, HDW-блок 118, для получения основного потока, подвергнутого гидроочистке, 14. Также может быть предусмотрен дополнительный блок каталитической гидроочистки в виде блока гидрокрекинга (HCR-блок), например, расположенный ниже или выше по потоку от HDO или HDW-блока, для соответствующего получения первого потока, подвергнутого гидроочистке, 12'' или основного потока, подвергнутого гидроочистке, 14.After optionally passing the feedstock 12 to an optional feed stage 112, the feedstock 12' is passed to a catalytic hydrotreating unit 114, such as HDO, from which a first hydrotreated stream 12'' is withdrawn. This stream is then passed to a high-pressure stripper 116 to form a vapor stream 46, i.e., an overhead gaseous stream containing the majority of the impurities, a bottoms stream 44, from which a recycle oil stream 44' is separated, and a stream 44'' which is combined with the overhead liquid stream from the high-pressure stripper 116, thereby forming a purified first hydrotreated stream 12'''. The latter is fed to a dewaxing stage 118, which includes the use of a catalytic hydrotreating unit, HDW unit 118, to obtain a hydrotreated main stream 14. An additional catalytic hydrotreating unit in the form of a hydrocracking unit (HCR unit) may also be provided, for example, located downstream or upstream of the HDO or HDW unit, to respectively obtain a first hydrotreated stream 12'' or a hydrotreated main stream 14.
Вторая стадия разделения 120 включает использование сепаратора 122, предпочтительно холодного сепаратора, и секции отпаривания 124, включающей отпарную колонну продукта и установку фракционирования, т.е. дистилляционную колонну (не показана). Газообразный поток верхнего погона 46, генерируемый в предыдущей отпарной колонне высокого давления 116, может быть использован, например, в смеси с основным потоком гидроочистки 14 для работы сепаратора 122. Из сепаратора 122 выводят обогащенный водородом поток 18, который можно использовать в качестве рецикла водородного газа, например, посредством смешивания с потоками 12' и 44', поступающими в блок каталитической гидроочистки 114, а также в сепаратор 122, также генерирующий вышеупомянутый водный поток 16. Таким образом, примеси переносятся в указанный водный поток 16 (кислый водный поток). Из сепаратора 122 получают углеводородный поток 14', который затем подают в секцию отпаривания 124 с получением потока отходящих газов 20, содержащего углеводороды, а также углеводородные продукты - дизельное топливо 22, авиационное топливо 24 и нафту 26. Подпиточный водородный газ 40, т.е. из-за пределов установки, добавляют в отпарную колонну высокого давления 116 и, при необходимости, также в каталитические блоки 114, 118 стадии гидрообработки 110.The second separation stage 120 comprises using a separator 122, preferably a cold separator, and a stripping section 124 comprising a product stripper and a fractionation unit, i.e. a distillation column (not shown). The overhead gaseous stream 46 generated in the preceding high-pressure stripper 116 can be used, for example, in a mixture with the main hydrotreating stream 14 for operating the separator 122. From the separator 122, a hydrogen-rich stream 18 is withdrawn, which can be used as a hydrogen gas recycle, for example by mixing with the streams 12' and 44' entering the catalytic hydrotreating unit 114, as well as in the separator 122, which also generates the above-mentioned aqueous stream 16. In this way, impurities are transferred to the said aqueous stream 16 (the acidic aqueous stream). From the separator 122, a hydrocarbon stream 14' is obtained, which is then fed to the stripping section 124 to obtain a stream of exhaust gases 20 containing hydrocarbons, as well as hydrocarbon products - diesel fuel 22, aviation fuel 24 and naphtha 26. Make-up hydrogen gas 40, i.e. from outside the plant, is added to the high-pressure stripping column 116 and, if necessary, also to the catalytic blocks 114, 118 of the hydroprocessing stage 110.
На фиг.1 также представлен увеличенный схематический вид отпарной колонны высокого давления 116. Поток 12'', например, подается на первую тарелку отпарной колонны высокого давления 116. Поток верхнего погона отпарной колонны высокого давления, как показано на фигуре, выводится и частично конденсируется, например, в воздушном холодильнике 116' и направляется в сепаратор 116'' для выведения сконденсированного жидкого углеводородного потока, т.е. жидкого углеводородного потока верхнего погона 28, а также кислого водного потока 30 и потока выпаров 46. Жидкий углеводородный поток верхнего погона 28 направляется в качестве сырья на стадию депарафинизации 118, при необходимости, после объединения с кубовым потоком 44'', выводимым из отпарной колонны высокого давления 116. Подпиточный водородный газ 40 используется в потоке отпарного и рециркуляционного масла 44', который отделяется от кубового потока 44 отпарной колонны высокого давления 116 и направляется в один или несколько блоков каталитической гидроочистки 114, расположенных выше по потоку.Fig. 1 also shows an enlarged schematic view of the high pressure stripper 116. Stream 12'', for example, is fed to the first tray of the high pressure stripper 116. The overhead stream of the high pressure stripper, as shown in the figure, is withdrawn and partially condensed, for example, in an air cooler 116' and sent to a separator 116'' for withdrawing the condensed liquid hydrocarbon stream, i.e. liquid hydrocarbon overhead stream 28, as well as acidic aqueous stream 30 and vapor stream 46. Liquid hydrocarbon overhead stream 28 is sent as feed to dewaxing stage 118, optionally after combining with bottoms stream 44'' withdrawn from high pressure stripper 116. Hydrogen make-up gas 40 is used in stripping and recirculation oil stream 44', which is separated from bottoms stream 44 of high pressure stripper 116 and sent to one or more catalytic hydrotreating units 114 located upstream.
Теперь обращаясь к фиг.2, на которой показан вариант осуществления согласно изобретению, можно отметить, что блок-схема потоков всего способа/установки 10 идентична блок-схеме на фиг.1, за исключением того, что поток 44'', отделенный от кубового потока 44 из отпарной колонны высокого давления 116, является единственным углеводородным сырьем, подаваемым на стадию депарафинизации 118.Referring now to Fig. 2, which shows an embodiment according to the invention, it can be noted that the flow chart of the entire process/installation 10 is identical to the flow chart of Fig. 1, except that stream 44'', separated from bottom stream 44 from high pressure stripper 116, is the only hydrocarbon feedstock fed to dewaxing stage 118.
Увеличенный схематический вид отпарной колонны высокого давления 116 в данном случае показывает альтернативное использование жидкого потока верхнего погона 28 в качестве флегмы в отпарной колонне высокого давления. Как показано в данном документе, весь жидкий углеводородный поток верхнего погона 28 направляют в виде флегмы, тем самым неожиданно достигая значительного улучшения в общем удалении примесей и, следовательно, лучшей защиты блока (блоков) каталитической гидроочистки на стадии депарафинизации 118.An enlarged schematic view of the high-pressure stripper 116 in this case shows an alternative use of the liquid overhead stream 28 as reflux in the high-pressure stripper. As shown herein, all of the liquid hydrocarbon stream of the overhead stream 28 is sent as reflux, thereby unexpectedly achieving a significant improvement in the overall removal of impurities and, therefore, better protection of the catalytic hydrotreating unit(s) in the dewaxing stage 118.
Из сепаратора 122, предпочтительно из холодного сепаратора, выводят обогащенный водородом поток 18, который может быть использован в качестве рецикла водородного газа, и который целесообразно подавать в способ в виде единого контура рециркуляции, т.е. обогащенный водородом поток 18 добавляют к одному или нескольким блокам каталитической гидроочистки 114 для получения первого потока, подвергнутого гидроочистке, 12''.From the separator 122, preferably from the cold separator, a hydrogen-rich stream 18 is withdrawn, which can be used as a hydrogen gas recycle, and which is expediently fed to the process in the form of a single recirculation loop, i.e. the hydrogen-rich stream 18 is added to one or more catalytic hydrotreating units 114 to obtain a first hydrotreated stream 12''.
ПРИМЕРЫEXAMPLES
Уровень техники:State of the art:
В соответствии с фиг.1 уровень примесей в жидкой фазе до стадии депарафинизации или секции депарафинизации 18 перед любым нагревом составляет:According to Fig. 1, the level of impurities in the liquid phase before the dewaxing stage or dewaxing section 18 before any heating is:
H2O: 1589 масс. ч.н.млрд, NH3: 14 масс. ч.н.млрд, H2S 1528 масс. ч.н.млрд., СО+CO2: 3798 масс. ч.н.млрд.H 2 O: 1589 wt. ppb, NH 3 : 14 wt. ppb, H 2 S 1528 wt. ppb, CO+CO 2 : 3798 wt. h.n.billion
По изобретению:According to the invention:
В соответствии с фиг.2 весь жидкий углеводородный поток верхнего погона 28 направляют в виде флегмы в отпарную колонну высокого давления 116, т.е. полный возврат флегмы. Используются те же эксплуатационные условия в отпарной колонне высокого давления (давление, температура, расход отпарного газа), что и на фиг.1. Уровень примесей в жидкой фазе до стадии депарафинизации или секции депарафинизации 18 перед любым нагревом в данном случае составляет:In accordance with Fig. 2, the entire liquid hydrocarbon stream of the overhead distillate 28 is sent as reflux to the high-pressure stripping column 116, i.e., a complete reflux return. The same operating conditions in the high-pressure stripping column (pressure, temperature, stripping gas flow rate) are used as in Fig. 1. The level of impurities in the liquid phase before the dewaxing stage or dewaxing section 18 before any heating in this case is:
H2O: 136 масс. ч.н.млрд, NH3: 9 масс. ч.н.млрд, H2S 124 масс. ч.н.млрд,, СО+CO2: 1197 масс. ч.н.млрд.H 2 O: 136 wt. ppb, NH 3 : 9 wt. ppb, H 2 S 124 wt. ppb, CO+CO 2 : 1197 wt. h.n.billion
В результате достигается неожиданно высокое снижение уровня примесей, особенно H2S, H2O и/или СО+CO2. Для H2S и H2O получено снижение значения примерно на один порядок.As a result, an unexpectedly high reduction in the level of impurities is achieved, especially H 2 S, H 2 O and/or CO+CO 2 . For H 2 S and H 2 O, a reduction of approximately one order of magnitude was obtained.
Claims (24)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP20196013.5 | 2020-09-14 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2841070C1 true RU2841070C1 (en) | 2025-06-02 |
Family
ID=
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020112990A1 (en) * | 1998-12-07 | 2002-08-22 | Iaccino Larry L. | Multi-stage hydroprocessing |
| US20050167334A1 (en) * | 2001-11-22 | 2005-08-04 | Renaud Galeazzi | Two-step method for middle distillate hydrotreatment comprising two hydrogen recycling loops |
| US20090253947A1 (en) * | 2008-04-06 | 2009-10-08 | Brandvold Timothy A | Production of Blended Fuel from Renewable Feedstocks |
| US20100176026A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-07-15 | Cole Kathryn Y | Co-processing of diesel biofeed and heavy oil |
| RU2545181C2 (en) * | 2009-07-15 | 2015-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Hydrocarbon oil hydrotreating method |
| RU2607771C2 (en) * | 2012-09-03 | 2017-01-10 | Эни С.П.А. | Method of retooling common oil refinery into enterprise for production of fuel from biological material |
| US20180370871A1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-12-27 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroisomerizing a hydroprocessed liquid stream |
| EP2362892B1 (en) * | 2008-11-06 | 2019-04-17 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Hydroprocessing of biodiesel fuels and blends |
| CN109666509A (en) * | 2017-10-17 | 2019-04-23 | 中国石化工程建设有限公司 | A kind of method of hydrotreating producing aviation bio-fuel |
| US20200385643A1 (en) * | 2019-06-07 | 2020-12-10 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020112990A1 (en) * | 1998-12-07 | 2002-08-22 | Iaccino Larry L. | Multi-stage hydroprocessing |
| US20050167334A1 (en) * | 2001-11-22 | 2005-08-04 | Renaud Galeazzi | Two-step method for middle distillate hydrotreatment comprising two hydrogen recycling loops |
| US20090253947A1 (en) * | 2008-04-06 | 2009-10-08 | Brandvold Timothy A | Production of Blended Fuel from Renewable Feedstocks |
| EP2362892B1 (en) * | 2008-11-06 | 2019-04-17 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Hydroprocessing of biodiesel fuels and blends |
| US20100176026A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-07-15 | Cole Kathryn Y | Co-processing of diesel biofeed and heavy oil |
| RU2545181C2 (en) * | 2009-07-15 | 2015-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Hydrocarbon oil hydrotreating method |
| RU2607771C2 (en) * | 2012-09-03 | 2017-01-10 | Эни С.П.А. | Method of retooling common oil refinery into enterprise for production of fuel from biological material |
| US20180370871A1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-12-27 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroisomerizing a hydroprocessed liquid stream |
| CN109666509A (en) * | 2017-10-17 | 2019-04-23 | 中国石化工程建设有限公司 | A kind of method of hydrotreating producing aviation bio-fuel |
| US20200385643A1 (en) * | 2019-06-07 | 2020-12-10 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20230357652A1 (en) | Removing impurities in a process for producing hydrocarbon products | |
| RU2517185C2 (en) | Hydraulic treatment of hydrocarbon fuel | |
| RU2666589C1 (en) | Method for hydrotreating gas oil in reactors in series with hydrogen recirculation | |
| US20240400904A1 (en) | A process for hydrotreatment of aromatic nitrogen compounds | |
| EP2737027A1 (en) | Hydrocracking process with interstage steam stripping | |
| US12378478B2 (en) | Cost effective deoxygenation process with gas recycle | |
| RU2841070C1 (en) | Removal of impurities in method of producing hydrocarbon products | |
| DK182225B1 (en) | Hydroprocessing of renewable feeds for producing hydrocarbon products | |
| US12378480B2 (en) | Process for operating sulfided hydroprocessing catalyst | |
| DK182190B1 (en) | Hydroprocessing of renewable feeds for producing hydrocarbon products | |
| US20240228889A1 (en) | Hydroprocessing with increased recycle gas purity | |
| WO2025219299A1 (en) | Hydroprocessing of renewable feeds for producing hydrocarbon products | |
| WO2025162920A1 (en) | Production of a hydrocarbon product from aromatic renewable feedstock | |
| WO2026003178A1 (en) | Process for increasing the yield of a steam cracker by using off-gas from hydroprocessing | |
| WO2024133632A1 (en) | A process for recovery of hydrogen during hydroprocessing of a feedstock comprising oxygenates | |
| CN117242159A (en) | Hydrotreating to Improve Recycled Gas Purity | |
| AU2023363758A1 (en) | A process for recovery of hydrogen during hydroprocessing of a feedstock comprising oxygenates | |
| KR20220030946A (en) | Hydroprocessing of Oxygenate Feedstock with Liquid Recycle from Low Pressure Separator |