способ обработки углеводородного сырья

каталитической гидрообработкой в нефтеперерабатывающей промышленности принято называть взаимодействие нефтяного сырья с водородом в присутствии соответствующего катализатора в соответствующих условиях. весьма широкий спектр технологических процессов попадают под это определение: гидроочистка, гидрообессеривание, гидрокрекинг, гидрооблагораживание, гидродепарафинизация, гидроизомеризация и даже в известной степени риформинг. интервал объемных соотношений углеводородного сырья и водорода в этих процессах весьма широк (100- 1000), при таком кажущемся великом преобладании водорода в этом соотношении массовая же доля его соизмерима с массовой долей обрабатываемого сырья.

задача компремирования водорода в традиционных технологических схемах гидрообработки является самой капиталоемкой и энергозатратной. действительно, сжимать водород до необходимых давлений (порой до зомпа) в компрессорных машинах с высоким кпд невозможно, поскольку мгновенная масса сжимаемого объема ничтожно мала в сравнении с массой движущихся частей компрессора. использование для таких целей современных струйных насосов более выгодно, поскольку для создания тех же давлений и объемных расходов водородной среды энергозатраты в десятки раз ниже, а о материалоемкости даже не стоит упоминать в их сравнении. использование в качестве рабочего инициирующего потока подачу собственно самого же углеводородного сырья, вообще позволяет считать такую идею непревзойденной по технической привлекательности. современные насосы дозаторы позволяют производить подачу сырья с требуемыми для осуществления такого процесса давлениями. так же к неоспоримым преимуществам такого метода стоит отнести и тот факт, что в струйном насосе происходит максимально достижимая степень гомогенизации потока жидкой и газовой фазы.

традиционно в процессах гидрообработки смесь на выходе из реактора охлаждают в последовательны теплообменниках различного типа и лишь, затем отделяют жидкую фазу смеси от газообразной (паровой). логика такого построения технологического процесса понятна, но она не учитывает тот факт, что с снижением температуры жидкой фазы существенно возрастает растворимость компонентов газовой фазы в ней. для исключения факта паразитного растворения, предлагается разделять поток на газовый и жидкостной лишь охладив до температуры несколько ниже критической температуры для самого «лeгкoгo» компонента углеводородного сырья, но более высокой чем

1

заменяющий лист (правило 26)

критическая температура самого тяжелого компонента газовой фазы. использование для разделения жидкой и газовой фазы циклонных или вихревых сепараторов позволяет осуществить этот процесс с достаточно удовлетворительной степенью разделения. остаточные следы компонентов жидкой фазы в газовой составляют сотые доли процента, поскольку в процессе капельного осаждения в аппарате циклонного типа в жидкую фазу переходят также и насыщенные пары компонентов углеводородного сырья.

газовая фаза, в случае отделения ее от жидкой в зоне максимальных температур будет представлена из собственно водорода, метана, пропана, бутана и этана, в некоторых процессах к ним добавятся сероводород и аммиак. критическая температура всех этих газов существенно больше, чем у водорода, поэтому использование последовательного снижения температуры потока, без снижения его давления позволяет переводить их в конденсированную фазу, отделяя тем самым их от газообразного водорода. этан с метаном целесообразно отделять от потока методом короткоцикловой адсорбции.

в случае процессов гидрообработки гексан/пентановой фракции, а также сырья содержащего эту фракцию, необходимо на выходе из реактора смесь охладить до температуры ниже критической температуры пентана (196°C) и лишь затем разделять жидкостной и парогазовый потоки.

в процессах риформинга целесообразно поток на выходе из реактора охлаждать до температуры ниже критической для пропана (96.8°C). отделение пропан/бутановой фракции от основного сырья методом дегазации (деаэрации) более технологически оправданно.

процесс риформинга бензинов можно технологически существенно упростить, так гидроочистке можно подвергать всю широкую фракцию бензинов, не отделяя от него фракцию 82 ⁰ C. подвергая риформингу всю эту фракцию, мы не подвергаем никаким технологическим рискам катализатор, лишь несколько вынуждены увеличить его объем. отделив газовую и жидкую фазы при температуре порядка 22O ⁰ C мы получим богатый водородом газообразный поток с включенными в него компонентами 82-ой фракции, этот поток вполне технологически оправданно направить в реактор гидроизомеризации. повысив температуру разделения до 300-310 ⁰ C можно отсечь из основной фракции бензол/толуольную фракцию, отправив ее тем самым в реактор гидроизомеризации. присутствие в газовом потоке побочных газов метана, пропана и пр. не мешает проведению процесса, лишь вынуждает несколько повысить объем катализатора. такая организация процесса позволяет исключить целую технологическую линию гидроизомеризации.

2

заменяющий лист (правило 26)