установка гидроочистки нефтяного сырья

Формула изобретения

Установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, отличающаяся тем, что третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно, к установке гидроочистки нефтяного сырья, в частности, прямогонных нефтяных фракций и газойлей каталитического крекинга, используемых для получения экологически чистых дизельных топлив.

Известно, что практически все установки гидроочистки нефтяных фракций содержат реакторный блок, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата, конденсатор для охлаждения стабилизированного продукта и сепаратор очистки газов от сероводорода. (патент РФ 2140967, С 10 G 67/02, 45/06,1998 г.)

Различие между установками заключается в схемах отдельных узлов: реакторного блока, узла стабилизации и т.д.

Так, известно, что реакторный блок установки гидроочистки дизельных фракций представляет собой два последовательно расположенных реактора. В первом реакторе температуру поддерживают 250-350^oС, во втором - 320-380^oС при давлении в обоих реакторах равном 3 МПа. (патент РФ 2100408, С 10 G 65/04, 45/08, 1997 г.).

Однако на этих установках межрегенерационный период работы катализатора составляет не более шести месяцев.

Известна установка гидроочистки дизельных фракций, включающая реакторный блок, состоящий из трех последовательно соединенных реакторов, ректификационную колонну для стабилизации гидрогенизата и систему промывки от сероводорода дистиллата и циркулирующего газа. (Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. - М.: Химия, 1971 г., с. 210-215).

Недостатком известного технического решения является недостаточная глубина гидроочистки нефтяных фракций из-за того, что такая схема расположения реакторов предусматривает наличие одного сырьевого потока, что не позволяет оптимизировать режим для отдельных фракций.

Известна также установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода.

Третий реактор предназначен для предварительной деметаллизации более тяжелого вида сырья. (патент СССР 1227652, С 10 G 63/16, 1986 г.).

Указанная установка не позволяет в достаточной мере глубоко провести гидроочистку нефтяных фракций более легкого фракционного состава.

Задачей предлагаемого изобретения является создание установки гидроочистки нефтяного сырья, позволяющей более глубоко осуществлять гидроочистку нефтяных фракций с целью получения высококачественных целевых продуктов.

Для решения поставленной задачи предлагается установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, в которой третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов.

Принципиальная схема установки гидроочистки приведена на чертеже. Установка содержит первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья 1, второй реактор второго вида нефтяного сырья 2, третий реактор совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных реакторов 3, расположенного с ними последовательно, сепараторы высокого 4 и низкого давления 5, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата 6 и систему промывки от сероводорода гидроочищенного продукта и циркулирующего газа 7.

Описываемая установка позволяет при осуществлении способа гидроочистки нефтяных фракций подавать в реакторный блок легкие и тяжелые фракции отдельными потоками и затем гидроочищенные фракции направлять в третий, последовательно расположенный реактор, в котором осуществляется глубокая доочистка смесевой фракции.

Пример.

Прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 160-320^oС, содержащую 0,9%, серы направляют в реактор 1, где осуществляют гидроочистку при температуре 355^oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,1 час^-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ДС-21), прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 200-360^oС, содержащую 1,2% серы, направляют в реактор 2, где осуществляют гидроочистку при температуре 370^oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,9 час^-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ГО-70), полученные из реакторов 1 и 2 гидроочищенные фракции смешивают и подают в реактор 3, где осуществляют гидроочистку при температуре 370^oС, давлении 4,0 МПа, на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ТНК-2000). Гидрогенизат из реактора 3 направляют в сепаратор высокого 4, а затем низкого давления 5 и далее на стабилизацию в ректификационную колонну 6 с получением стабилизированного гидрогенизата и водородсодержащего газа, которые затем раздельными потоками направляют в систему промывки от сероводорода 7, осуществляемой моноэтаноламином известным способом. Получают дизельное топливо с содержанием серы 0,034%, цетановым числом - 45, которое может быть использовано в качестве основы для получения дизельного топлива по международному стандарту EN-590. Проведение гидроочистки без дополнительной очистки гидрогенизатов не позволяет получить целевой продукт указанного качества.