RU2822731C2 - Method of treating raw material containing halides - Google Patents
Method of treating raw material containing halides Download PDFInfo
- Publication number
- RU2822731C2 RU2822731C2 RU2022101129A RU2022101129A RU2822731C2 RU 2822731 C2 RU2822731 C2 RU 2822731C2 RU 2022101129 A RU2022101129 A RU 2022101129A RU 2022101129 A RU2022101129 A RU 2022101129A RU 2822731 C2 RU2822731 C2 RU 2822731C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- polar
- halides
- hydrocarbon
- wash water
- Prior art date
Links
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 92
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 91
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 90
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 86
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 71
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 20
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000008213 purified water Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 239000011149 active material Substances 0.000 claims description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 239000012620 biological material Substances 0.000 claims description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 7
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011552 falling film Substances 0.000 claims description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 4
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 claims description 4
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 4
- 239000010902 straw Substances 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002029 lignocellulosic biomass Substances 0.000 claims description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 9
- 239000013058 crude material Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 32
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 20
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 9
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 9
- 229910001502 inorganic halide Inorganic materials 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 5
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- -1 naphtha Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P ammonium sulfide Chemical compound [NH4+].[NH4+].[S-2] UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 2
- 239000010953 base metal Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 description 2
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017840 NH 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 229910052789 astatine Inorganic materials 0.000 description 1
- RYXHOMYVWAEKHL-UHFFFAOYSA-N astatine atom Chemical compound [At] RYXHOMYVWAEKHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000003840 hydrochlorides Chemical group 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000005374 membrane filtration Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013502 plastic waste Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯTECHNICAL FIELD OF THE PRESENT INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу и системе для превращения углеводородного сырья, содержащего галогениды, и в частности к способу и системе для удаления галогенидов из углеводородного потока, содержащего один или несколько галогенидов.The present invention relates to a method and system for converting a hydrocarbon feedstock containing halides, and in particular to a method and system for removing halides from a hydrocarbon stream containing one or more halides.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯPREREQUISITES FOR CREATION OF THE INVENTION
Нефтеочистительные и нефтехимические процессы включают множество способов обработки богатых углеводородами потоков с целью получения продуктов или промежуточных компонентов в виде сжиженного нефтяного газа, нафты, бензина, дизельного топлива и т.д. Такие способы обработки включают гидроочистку, гидрокрекинг, паровой крекинг, фракционирование и отгонку с отпарной средой, а также промежуточный теплообмен и удаление примесей.Petroleum refining and petrochemical processes involve a variety of methods for treating hydrocarbon-rich streams to produce products or intermediates in the form of liquefied petroleum gas, naphtha, gasoline, diesel fuel, etc. Such processing methods include hydrotreating, hydrocracking, steam cracking, fractionation and stripping, as well as intermediate heat exchange and impurity removal.
Углеводородное сырье может, в зависимости от происхождения, содержать гетероатомы, нежелательные при последующей обработке. Наиболее распространенными гетероатомами являются сера, азот и, в основном для сырья биологического происхождения, кислород, которые могут присутствовать в концентрациях от 1000 масс. ч./млн до 10% масс. кислород, даже до 45% масс. в сырье, полученном из биологических материалов. Эти гетероатомы во время процессов нефтеочистки превращают в сероводород, аммиак, воду и оксиды углерода, что не вызывает особых проблем в технологических установках. Другими гетероатомами обычно являются металлы, которые обычно присутствуют в небольших количествах (0-10 масс. ч./млн) и осаждаются на частицах, защищающих катализатор, и, таким образом, также не вызывают особых проблем в технологических установках. Однако при обработке биомассы или побочных продуктов, таких как пластиковые отходы, гетероатомы могут присутствовать в гораздо более высоких концентрациях. Для отходов термического разложения, например пиролизованного пластика, содержание, например, Cl может составлять 1000 масс. ч./млн или выше, и после гидроочистки органический Cl будет преобразован в HCl и может вызвать проблемы с коррозией. Поэтому важно удалить гетероатомы на ранней стадии процесса, чтобы минимизировать влияние на последующих стадиях процесса. Аналогичные проблемы могут также наблюдаться для биомассы, содержащей галогениды, например, если она получена из источников, находившихся в соленой воде.Hydrocarbon feedstock may, depending on its origin, contain heteroatoms that are undesirable during subsequent processing. The most common heteroatoms are sulfur, nitrogen and, mainly for raw materials of biological origin, oxygen, which can be present in concentrations of 1000 wt. ppm up to 10% wt. oxygen, even up to 45% wt. in raw materials obtained from biological materials. These heteroatoms are converted into hydrogen sulfide, ammonia, water and carbon oxides during oil refining processes, which does not cause any particular problems in process plants. Other heteroatoms are usually metals, which are usually present in small quantities (0-10 wt ppm) and are deposited on the particles protecting the catalyst and thus also do not cause any particular problems in process units. However, when processing biomass or by-products such as plastic waste, heteroatoms may be present in much higher concentrations. For thermal decomposition waste, for example pyrolyzed plastic, the content of, for example, Cl can be 1000 wt. ppm or higher, and after hydrotreating the organic Cl will be converted to HCl and can cause corrosion problems. Therefore, it is important to remove heteroatoms early in the process to minimize the impact at later stages of the process. Similar problems may also occur with biomass containing halides, for example if it is obtained from salt water sources.
Международная заявка на патент WO 2015/050635 относится к способу гидроочистки и удаления галогенидов из углеводородного потока посредством гидроочистки. В документе ничего не говорится о количестве воды, необходимом для удаления галогенидов из процесса, и о практических аспектах процесса, за исключением того, что упор делается на коррозионную стойкость используемых материалов.International patent application WO 2015/050635 relates to a process for hydrotreating and removing halides from a hydrocarbon stream by hydrotreating. The document says nothing about the amount of water required to remove halides from the process or the practical aspects of the process, other than to emphasize the corrosion resistance of the materials used.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего раскрытия от 30% или 80% до 90% или 100% органических галогенидов в углеводородном сырье можно превратить в неорганические галогениды в потоке углеводородного продукта. Углеводородный продукт промывают водой, которая связывает неорганические галогениды, и отделяют от потока углеводородов.In accordance with one embodiment of the present disclosure, from 30% or 80% to 90% or 100% of the organic halides in the hydrocarbon feedstock can be converted to inorganic halides in the hydrocarbon product stream. The hydrocarbon product is washed with water, which binds the inorganic halides, and separated from the hydrocarbon stream.
Неорганические галогениды из углеводородного потока удаляют из продукта посредством промывки водой. Данные неорганические галогениды, удаленные из потока углеводородов, выводят из системы, например посредством регенерации промывочной воды при помощи испарения, мембранного разделения, обратного осмоса или других способов концентрирования примесей в рассоле.Inorganic halides from the hydrocarbon stream are removed from the product by washing with water. These inorganic halides removed from the hydrocarbon stream are removed from the system, for example, by regenerating the wash water by evaporation, membrane separation, reverse osmosis, or other methods of concentrating the impurities in the brine.
В одном варианте осуществления поток свежего водорода добавляют к обогащенной водородом газовой фазе перед рециркуляцией в реактор гидроочистки. Это делается для того, чтобы обеспечить присутствие необходимого водорода в реакторе гидроочистки для превращения органических галогенидов в неорганические галогениды, а также, возможно, для дальнейших реакций, таких как насыщение олефинов.In one embodiment, a fresh hydrogen stream is added to the hydrogen-rich gas phase before recycling to the hydrotreating reactor. This is done to ensure that the necessary hydrogen is present in the hydrotreating reactor for the conversion of organic halides to inorganic halides, and possibly for further reactions such as olefin saturation.
В данном тексте термин «материал, каталитически активный в превращении органических галогенидов в неорганические галогениды» предназначен для обозначения каталитического материала, приспособленного и/или подходящего для применения в качестве катализатора превращения.As used herein, the term “material catalytically active in converting organic halides into inorganic halides” is intended to mean a catalytic material adapted and/or suitable for use as a conversion catalyst.
«Органические галогениды» представляют собой химические соединения, в которых один или несколько атомов углерода связаны ковалентными связями с одним или несколькими атомами галогена (фтор, хлор, бром, йод или астат - группа 17 в современной терминологии IUPAC)."Organic halides" are chemical compounds in which one or more carbon atoms are bonded covalently to one or more halogen atoms (fluorine, chlorine, bromine, iodine or astatine - group 17 in modern IUPAC terminology).
«Неорганические галогениды» представляют собой химические соединения между атомом галогена и элементом или радикалом, который является менее электроотрицательным (или более электроположительным), чем галоген, с образованием фторида, хлорида, бромида, йодида или астатида, с дополнительным ограничением, что углерод не является частью соединения. Типичным примером каталитически активного материала может быть классический в нефтеочистке катализатор гидроочистки, такой как один или несколько сульфидированных неблагородных металлов на преломляющем носителе."Inorganic halides" are chemical compounds between a halogen atom and an element or radical that is less electronegative (or more electropositive) than a halogen, to form fluoride, chloride, bromide, iodide, or astatide, with the additional limitation that carbon is not part connections. A typical example of a catalytically active material would be a classic petroleum refining hydrotreating catalyst, such as one or more sulfided base metals on a refractive support.
Подразумевается, что термин «удаление галогенидов» включает ситуации, когда либо некоторые из присутствующих галогенидов, либо все присутствующие галогениды превращают в неорганические галогениды, а затем удаляют. Таким образом, термин не ограничивается ситуацией, когда удаляется определенный процент присутствующих галогенидов.The term "halide removal" is intended to include situations where either some or all of the halides present are converted to inorganic halides and then removed. Thus, the term is not limited to the situation where a certain percentage of the halides present are removed.
Термин «позволить потоку прореагировать в присутствии каталитически активного материала» означает приведение потока в контакт с каталитически активным материалом в условиях, пригодных для проведения катализа. К таким условиям обычно относятся температура, давление и состав потока.The term "allowing the stream to react in the presence of a catalytically active material" means bringing the stream into contact with the catalytically active material under conditions suitable for carrying out catalysis. These conditions typically include temperature, pressure and flow composition.
Термин «термическое разложение» для удобства следует использовать в широком смысле для любого процесса разложения, в котором материал частично разлагается при повышенной температуре (обычно от 250°С до 800°С или, возможно, 1000°С) в присутствии субстехиометрического количества кислорода (в том числе без кислорода). Продукт обычно представляет собой комбинированный жидкий и газообразный поток, а также некоторое количество твердого карбонизованного остатка. Термин должен толковаться как включающий процессы, известные как пиролиз, частичное сгорание или гидротермальное сжижение.The term "thermal decomposition" should, for convenience, be used in a broad sense for any decomposition process in which a material is partially decomposed at elevated temperature (typically 250°C to 800°C or possibly 1000°C) in the presence of a substoichiometric amount of oxygen (at including without oxygen). The product is usually a combined liquid and gaseous stream, plus some solid carbonated residue. The term should be interpreted to include processes known as pyrolysis, partial combustion or hydrothermal liquefaction.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯBRIEF DESCRIPTION OF THE INVENTION
Широкий аспект настоящего раскрытия относится к способу превращения углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере 20 масс. ч./млн, 100 масс. ч./млн или 500 масс. ч./млн и менее 1000 масс. ч./млн, 5000 масс. ч./млн или 10000 масс. ч./млн галогенидов, в поток углеводородного продукта посредством гидроочистки в присутствии каталитически активного в гидроочистке материала и некоторого количества водорода, при этом указанный поток углеводородного продукта содержит некоторое количество ионных галогенидов, при этом указанный поток углеводородного продукта объединяют с некоторым количеством промывочной воды, и при этом массовое соотношение между промывочной водой и водой потока углеводородного продукта составляет более 1:10, 1:5 или 1:2 и менее 1:1, 2:1 или 10:1, и при этом объединенный поток углеводородного продукта и промывочной воды разделяют на неполярный поток углеводородного продукта и полярный поток промывочной воды, содержащей ионные галогениды, таким образом, что от 50%, 90% или 99% до 100% указанных ионных галогенидов переходят из указанного потока углеводородного продукта в полярный поток промывочной воды, содержащей ионные галогениды, отличающийся тем, что указанный полярный поток промывочной воды, содержащей ионные галогениды, направляют в средство концентрирования для обеспечения потока очищенной воды и потока рассола, имеющего концентрацию ионных галогенидов более чем в 2, 5 или 10 раз и менее чем в 50 или 100 раз выше таковой полярного потока промывочной воды, содержащей ионные галогениды, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что такой процесс дает возможность принимать углеводородную смесь с большим количеством галогенидов, очищая ее до качественного углеводородного продукта при минимальном расходе воды.A broad aspect of the present disclosure relates to a method for converting a hydrocarbon feedstock containing at least 20 wt. ppm, 100 wt. ppm or 500 wt. ppm and less than 1000 wt. ppm, 5000 wt. ppm or 10,000 wt. ppm of halides into a hydrocarbon product stream by hydrotreating in the presence of a hydrotreating catalytically active material and an amount of hydrogen, wherein said hydrocarbon product stream contains an amount of ionic halides, wherein said hydrocarbon product stream is combined with an amount of wash water, and wherein the mass ratio between the wash water and the hydrocarbon product stream water is greater than 1:10, 1:5 or 1:2 and less than 1:1, 2:1 or 10:1, and wherein the combined hydrocarbon product and wash water stream is separated into a non-polar hydrocarbon product stream and a polar wash water stream containing ionic halides such that 50%, 90% or 99% to 100% of said ionic halides are transferred from said hydrocarbon product stream to the polar wash water stream containing ionic halides, characterized in that said polar stream of wash water containing ionic halides is directed to a concentration means to provide a purified water stream and a brine stream having a concentration of ionic halides greater than 2, 5 or 10 times and less than 50 or 100 times higher than that polar flow of wash water containing ionic halides, with the corresponding advantage that such a process makes it possible to accept a hydrocarbon mixture with a large amount of halides, purifying it to a quality hydrocarbon product with minimal water consumption.
В дополнительном варианте осуществления указанное средство концентрирования представляет собой испаритель, нагревающий полярный поток промывочной воды, содержащей ионные галогениды, для испарения некоторого количества воды, представляющей собой указанную очищенную воду, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что испаритель является эффективным средством концентрирования, особенно в условиях нефтеочистки, где может быть доступна энергия.In a further embodiment, said concentrating means is an evaporator that heats a polar stream of wash water containing ionic halides to evaporate a quantity of water, which is said purified water, with the corresponding advantage that the evaporator is an effective concentrating means, especially in oil refining environments where energy may be available.
В дополнительном варианте осуществления указанный испаритель представляет собой испаритель с падающей пленкой, сконфигурированный для протекания полярного потока промывочной воды, содержащей ионные галогениды, по нагретой поверхности, и дополнительно сконфигурирован для сбора испарившейся воды и направления ее в виде потока очищенной воды, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что испаритель с падающей пленкой очень эффективен в обеспечении испарителя с большой поверхностью испарения и небольшой занимаемой площадью.In a further embodiment, said evaporator is a falling film evaporator configured to flow a polar stream of wash water containing ionic halides over a heated surface, and is further configured to collect the evaporated water and direct it as a stream of purified water, with the corresponding advantage that is that the falling film evaporator is very effective in providing an evaporator with a large evaporation surface and a small footprint.
В дополнительном варианте осуществления указанное средство концентрирования представляет собой мембранный сепаратор или сепаратор обратного осмоса, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что обеспечивается разделение, предусматривающее обязательный ввод тепловой энергии.In a further embodiment, said concentration means is a membrane separator or a reverse osmosis separator, with the corresponding advantage that a separation is provided which requires the input of thermal energy.
В другом варианте осуществления рН указанного полярного потока промывочной воды, содержащей ионные галогениды, доводят до значения между 6,5 и 9 посредством добавления определенного количества основания или кислоты, либо к потоку промывочной воды, либо к полярному потоку промывочной воды, содержащей ионные галогениды, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что предоставляется возможность создавать средства концентрирования из недорогих материалов.In another embodiment, the pH of said polar wash water stream containing ionic halides is adjusted to a value between 6.5 and 9 by adding a specified amount of base or acid to either the wash water stream or the polar wash water stream containing ionic halides, with a corresponding advantage is that it is possible to create concentration means from inexpensive materials.
Дальнейший аспект настоящего раскрытия относится к способу превращения потока неочищенного сырья, обогащенного молекулами, содержащими С, Н и галогенид, и при необходимости О, N, Si и другие элементы, такие как смесь, богатая пластиком, лигнином, соломой, лигноцеллюлозной биомассой или водным биологическим материалом, указанный способ включает:A further aspect of the present disclosure relates to a method for converting a crude feed stream enriched in molecules containing C, H and halide, and optionally O, N, Si and other elements, such as a mixture rich in plastic, lignin, straw, lignocellulosic biomass or aquatic biological material, this method includes:
a. стадию термического разложения указанного потока неочищенного сырья для обеспечения предшественника углеводородного сырья или для обеспечения углеводородного сырья,a. a step of thermally decomposing said crude feed stream to provide a hydrocarbon feedstock precursor or to provide a hydrocarbon feedstock,
b. при необходимости стадию предварительной обработки для очистки предшественника углеводородного сырья с обеспечением углеводородного сырьяb. if necessary, a pre-treatment step to purify the hydrocarbon feedstock precursor to provide the hydrocarbon feedstock
c. стадию гидроочистки для превращения углеводородного сырья в присутствии водорода в соответствии с любым из предыдущих пунктов формулы для обеспечения потока углеводородного продукта, с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что такой процесс хорошо подходит для превращения неочищенного материала, такого как смесь, богатая пластиком, лигнином, соломой, лигноцеллюлозной биомассой или водным биологическим материалом, содержащая галогениды, в очищенный углеводород.c. a hydrotreating step for converting a hydrocarbon feedstock in the presence of hydrogen in accordance with any of the preceding claims to provide a hydrocarbon product stream, with the associated advantage that such a process is well suited for converting crude material such as a mixture rich in plastic, lignin, straw, lignocellulosic biomass or aquatic biological material containing halides into a purified hydrocarbon.
В еще одном варианте осуществления указанный способ для превращения неочищенного сырья дополнительно включает стадию направления потока углеводородного продукта в процесс парового крекинга с соответствующим преимуществом, заключающимся в том, что обеспечивают сырьевой материал для нефтехимических процессов, например, из побочных продуктов, биологических материалов или недорогих ресурсов.In yet another embodiment, the method for converting a crude feedstock further includes the step of directing a hydrocarbon product stream to a steam cracking process with the associated advantage of providing feedstock for petrochemical processes, for example, from by-products, biological materials or low-cost resources.
Дополнительный аспект изобретения относится к системе гидроочистки углеводородсодержащего потока, включающей:A further aspect of the invention relates to a system for hydrotreating a hydrocarbon containing stream, comprising:
(a) реактор гидроочистки, содержащий каталитически активный в гидроочистке материал, причем указанный реактор гидроочистки содержит вход для ввода обогащенного водородом углеводородного потока и выход для вывода первого потока продукта,(a) a hydrotreating reactor containing a hydrotreating catalytically active material, said hydrotreating reactor comprising an inlet for introducing a hydrogen-enriched hydrocarbon stream and an outlet for outputting a first product stream,
(b) средство смешивания, имеющее два входа и выход,(b) mixing means having two inlets and an outlet,
(c) средство разделения фаз, имеющее вход и выход для жидкой полярной фазы, выход для жидкой неполярной фазы и выход для газовой фазы,(c) phase separating means having an inlet and an outlet for a liquid polar phase, an outlet for a liquid non-polar phase and an outlet for a gas phase,
(d) средство концентрирования, имеющее вход, выход концентрированного рассола и выход очищенной воды, причем указанный выход для вывода первого потока продукта находится в сообщении по текучей среде с первым входом средства смешивания, причем выход средства смешивания находится в сообщении по текучей среде с входом средства разделения фаз, а выход жидкой полярной фазы средства разделения фаз находится в сообщении по текучей среде с входом средства концентрирования, причем выход очищенной воды средства концентрирования находится в сообщении по текучей среде со вторым входом средства смешивания, при необходимости в комбинации с дополнительным источником очищенной воды, и причем выход для жидкой неполярной фазы средства разделения фаз сконфигурирован для обеспечения углеводородного продукта, с соответствующим преимуществом, заключающим в том, что такая система способна превращать побочные продукты, биологический материал или недорогие ресурсы в ценный углеводородный продукт, с минимальным расходом очищенной воды.(d) concentration means having an inlet, a concentrated brine outlet, and a purified water outlet, wherein said outlet for outputting a first product stream is in fluid communication with a first inlet of the mixing means, wherein the output of the mixing means is in fluid communication with the inlet of the means phase separation, and the output of the liquid polar phase of the phase separation means is in fluid communication with the inlet of the concentration means, and the purified water output of the concentration means is in fluid communication with the second input of the mixing means, if necessary in combination with an additional source of purified water, and wherein the liquid non-polar phase outlet of the phase separator is configured to provide a hydrocarbon product, with the corresponding advantage that such a system is capable of converting by-products, biological material or inexpensive resources into a valuable hydrocarbon product, with minimal consumption of purified water.
Раскрытые способ и система могут оказаться полезными там, где сырье для процесса гидроочистки содержит галогениды, и особенно когда температура должна поддерживаться умеренной, например, чтобы избегать побочных реакций олефинов и диолефинов. Примеры таких процессов включают прямую гидроочистку пластиковых отходов или гидроочистку продукта термического разложения богатых галогенидами материалов, таких как пластиковые отходы, содержащие, например, ПВХ или другие галогенидсодержащие пластмассы, а также биологические материалы с высоким содержанием галогенидов, например, солома и водоросли, а также другие продукты процессов термического разложения или гидротермального сжижения, керогенное сырье, такое как каменноугольная смола или сланцевое масло. Сырье также может быть получено из непиролизных возобновляемых сырьевых источников, например, липидов водорослей, особенно при выращивании в соленой воде, или других биологических кормов, содержащих углеводороды и хлорид.The disclosed method and system may be useful where the feedstock for the hydrotreating process contains halides, and especially where the temperature must be kept moderate, for example, to avoid side reactions of olefins and diolefins. Examples of such processes include direct hydrotreating of waste plastics or hydrotreating the thermal decomposition product of halide-rich materials such as waste plastics containing, for example, PVC or other halide-containing plastics, and halide-rich biological materials such as straw and algae, among others. products of thermal decomposition or hydrothermal liquefaction processes, kerogenous raw materials such as coal tar or shale oil. Raw materials can also be obtained from non-pyrolytic renewable feedstock sources, such as algal lipids, especially when grown in salt water, or other biological feeds containing hydrocarbons and chloride.
Аммиак и галогениды реагируют с образованием солей, например хлорида аммония, при температурах ниже температуры осаждения, как правило, от 150°С до 300°С. Осаждение таких солей может привести к частичной или полной блокировке технологических линий, а также к потенциальной коррозии, поэтому этого следует избегать. Следовательно, также важно принимать к сведению данный аспект при определении условий процесса.Ammonia and halides react to form salts, such as ammonium chloride, at temperatures below the deposition temperature, typically between 150°C and 300°C. Precipitation of such salts can result in partial or complete blockage of process lines as well as potential corrosion and should be avoided. Therefore, it is also important to take this aspect into account when determining process conditions.
После гидроочистки галoгeнидсодержащего углеводородного сырья будет присутствовать промежуточный поток, обогащенный галогенидами. В зависимости от диапазона кипения и температуры поток может быть однофазным газовым потоком или двухфазным потоком с газовым потоком, обогащенным водородом и гидрированными гетероатомами, такими как гидрохлорид и аммиак, и жидким потоком, содержащим в основном углеводороды. Поскольку гидрированные гетероатомы растворимы в воде, добавление некоторого количества промывочной воды и охлаждение потока приведет к трехфазному потоку, содержащему газовую фазу, органическую неполярную фазу и водную полярную фазу, которые могут быть разделены в так называемом трехфазном сепараторе, возможно, в комбинации с каскадом сепараторов с промежуточным охлаждением и сбросом давления.After hydrotreating a halide-containing hydrocarbon feedstock, an intermediate stream enriched in halides will be present. Depending on the boiling range and temperature, the stream may be a single-phase gas stream or a two-phase stream with a gas stream enriched in hydrogen and hydrogenated heteroatoms such as hydrochloride and ammonia, and a liquid stream containing mainly hydrocarbons. Since hydrogenated heteroatoms are soluble in water, adding some wash water and cooling the stream will result in a three-phase stream containing a gas phase, an organic non-polar phase and an aqueous polar phase, which can be separated in a so-called three-phase separator, possibly in combination with a cascade of separators with intermediate cooling and pressure relief.
В традиционных процессах нефтеочистки также встречается такая технологическая стадия промывки водой, например в контексте углеводородов, богатых азотом, которые превращаются в аммиак, который хорошо растворяется в воде и который позволяет удалять сероводород в виде сульфида аммония в промывной воде. Концентрация азотных гетероатомов может быть выше 1% масс. а массовое отношение потребляемой воды к углеводороду обычно составляет 1:20 или 1:10, что приводит к концентрации солей аммиака в воде около 1-5% масс. Данная конструкция лимитирована по концентрации сульфида аммония, однако указанная концентрация может составлять от 2 до 5% масс. прежде чем возникнут коррозионные проблемы.In conventional oil refining processes, this water washing process step is also encountered, for example in the context of nitrogen-rich hydrocarbons that are converted to ammonia, which is highly soluble in water and which allows the removal of hydrogen sulfide as ammonium sulfide in the wash water. The concentration of nitrogen heteroatoms can be higher than 1 wt%. and the mass ratio of consumed water to hydrocarbon is usually 1:20 or 1:10, which leads to a concentration of ammonia salts in water of about 1-5% by weight. This design is limited in the concentration of ammonium sulfide, but the specified concentration can range from 2 to 5% by weight. before corrosion problems arise.
Однако в процессе, в котором гетероатомы углеводородного сырья являются галогенидами и когда они присутствуют в количествах выше 100 масс. ч./млн, необходимо увеличить количество воды в процессе промывки, чтобы добиться количественного удаления галогенидов из полярных фазы, и избежать проблем с коррозией из-за повышенной концентрации галогенидов в водной фазе. При исходном сырье, содержащем 500 масс. ч./млн Cl, и очищенном углеводороде, содержащем менее 1 масс. ч./млн Cl, массовое соотношение воды к углеводороду может быть 1:1, поскольку обычная конструкция лимитирована необходимостью поддержания уровня хлора в воде ниже 500 масс. ч./млн, что соответствует требованию для углеродистой стали или обычной нержавеющей стали. Данное количество воды в 10-20 раз больше, чем обычно в нефтеперерабатывающей промышленности.However, in a process in which the heteroatoms of the hydrocarbon feedstock are halides and when they are present in quantities above 100 wt. ppm, it is necessary to increase the amount of water in the washing process to achieve quantitative removal of halides from the polar phases and avoid corrosion problems due to the increased concentration of halides in the aqueous phase. With feedstock containing 500 wt. ppm Cl, and purified hydrocarbon containing less than 1 wt. ppm Cl, the mass ratio of water to hydrocarbon can be 1:1, since the conventional design is limited by the need to maintain the chlorine level in the water below 500 mass. ppm, which is the same as the requirement for carbon steel or ordinary stainless steel. This amount of water is 10-20 times more than usual in the oil refining industry.
Такое большое количество, конечно, представляет собой экономическую и экологическую проблему, и поэтому желательно уменьшить количество расходуемой воды. Это может быть выполнено посредством обеспечения средств концентрирования использованной промывочной воды, так что ее разделяют на очищенную промывочную воду и концентрированный рассол, богатый примесями, такими как галогениды. Для этой цели существует множество методов, включая мембранную фильтрацию, обратный осмос или испарение, включая испарение с падающей пленкой. Оборудование, используемое в процессе испарения, будет намного дороже, если требуются специальные сорта стали, поэтому также полезно рассмотреть возможность снижения коррозионной активности используемой промывочной воды, например посредством нейтрализации используемой промывочной воды. Поскольку промывочная вода в присутствии галогенидов обычно является кислой, например рН=2 для углеводородного сырья с низким содержанием азота, то можно использовать добавление аммиака или гидроксида натрия для доведения рН до значения в диапазоне 6,5-9,0.Such a large quantity, of course, represents an economic and environmental problem, and it is therefore desirable to reduce the amount of water used. This can be accomplished by providing a means of concentrating the spent wash water so that it is separated into purified wash water and a concentrated brine rich in impurities such as halides. There are many methods available for this purpose including membrane filtration, reverse osmosis or evaporation including falling film evaporation. The equipment used in the evaporation process will be much more expensive if special grades of steel are required, so it is also useful to consider reducing the corrosivity of the rinse water used, for example by neutralizing the rinse water used. Since wash water in the presence of halides is usually acidic, for example pH=2 for hydrocarbon feedstocks with low nitrogen content, the addition of ammonia or sodium hydroxide can be used to adjust the pH to a value in the range of 6.5-9.0.
Продукт данного процесса может быть направлен на дальнейшую переработку либо для получения транспортного углеводородного топлива, либо для нефтехимических преобразований, то есть в установку парового крекинга.The product of this process can be sent for further processing either to obtain transport hydrocarbon fuels or for petrochemical transformations, that is, to a steam cracking unit.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУРBRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES
На фиг. 1 показана система для обработки углеводородного потока. In fig. 1 shows a system for processing a hydrocarbon stream.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУРDETAILED DESCRIPTION OF FIGURES
На фиг. 1 показана система для обработки углеводородов. Несмотря на то, что на фиг. 1 показаны некоторые теплообменные агрегаты, насосы и компрессоры, другие насосы, нагреватели, клапаны и другое технологическое оборудование также могут быть частью системы, показанной на фиг. 1.In fig. 1 shows a system for processing hydrocarbons. Despite the fact that in FIG. 1 shows some heat exchange units, pumps and compressors, other pumps, heaters, valves and other process equipment may also be part of the system shown in FIG. 1.
Система, показанная на фиг. 1, включает подсистему для удаления галогенидов из углеводородного потока перед тем, как углеводородный поток поступает в отпарную колонну и/или секцию фракционирования.The system shown in FIG. 1 includes a subsystem for removing halides from a hydrocarbon stream before the hydrocarbon stream enters a stripper and/or fractionation section.
На фиг. 1 показан углеводородный поток 2, содержащий хлор. Данный поток при необходимости предварительно нагревают перед объединением с обогащенным водородом газовым потоком 6 в обогащенный водородом углеводородный поток 10, чтобы обеспечить подачу водорода, необходимого для гидрирования диолефинов. Обогащенный водородом углеводородный поток 10 нагревают в теплообменнике 12 и, при необходимости, посредством дополнительного нагрева, такого как пламенный нагреватель, с образованием нагретого обогащенного водородом углеводородного потока 14. Первый реактор 16 является необязательным, но может иметь рабочие условия при давлении около 30 бар изб. и температуре около 180°С, подходящие для гидрирования диолефинов. Первый реактор 16 содержит материал, каталитически активный в отношении насыщения олефинов и гидродегалогенирования. Внутри первого реактора 16 нагретый обогащенный водородом углеводородный поток 14 реагирует в присутствии каталитически активного материала, образуя первый поток гидрогенизированного продукта 18.In fig. 1 shows a hydrocarbon stream 2 containing chlorine. This stream is optionally preheated before combining with the hydrogen-enriched gas stream 6 into the hydrogen-enriched hydrocarbon stream 10 to provide the hydrogen required for the hydrogenation of the diolefins. The hydrogen-enriched hydrocarbon stream 10 is heated in a heat exchanger 12 and, if necessary, by additional heating, such as a flame heater, to form a heated hydrogen-enriched hydrocarbon stream 14. The first reactor 16 is optional, but may have operating conditions at a pressure of about 30 barg. and a temperature of about 180°C, suitable for the hydrogenation of diolefins. The first reactor 16 contains a material that is catalytically active in olefin saturation and hydrodehalogenation. Within the first reactor 16, the heated hydrogen-enriched hydrocarbon stream 14 reacts in the presence of a catalytically active material to form a first hydrogenated product stream 18.
Первый поток 18 гидрогенизированного продукта нагревают, например, в пламенном нагревателе 20 и переносят в виде нагретого первого потока гидрогенизированного продукта 22 во второй реактор 24, где он вступает в реакцию в присутствии второго каталитически активного материала. Часто охлаждающий газ 26 подают во второй реактор для регулирования температуры. Первый и второй каталитически активные материалы могут быть идентичными или отличаться друг от друга и обычно будут включать комбинацию сульфидированных неблагородных металлов, таких как молибден или вольфрам, промотированных никелем или кобальтом, нанесенных на тугоплавкий носитель, такой как оксид алюминия или диоксид кремния. Обычно в реакции над первым каталитически активным материалом преобладает насыщение диолефинов, тогда как в реакции над вторым каталитически активным материалом преобладают насыщение моноолефинов и гидродегалогенирование галогенид-углеводородов, а также во втором реакторе 24 (в зависимости от состава сырья) может иметь место гидродесульфуризация, гидроденитрогенизация и гидродеоксигенация. Следовательно, поток горячего продукта 28 может содержать углеводороды, Н2O, H2S, NH3 и HCl, которые могут быть удалены промывкой и разделением. Поток горячего продукта 28 охлаждают с образованием потока охлажденного продукта 30 в теплообменнике 32. Охлажденный продукт 30 направляют в горячую отпарную колонну 40, где разделению способствует отпарная среда 42, в которой охлажденный продукт 30 разделяют на фракцию газового продукта 44 и фракцию жидкого продукта 46. Фракцию газового продукта 44 объединяют с потоком очищенной воды 50, обеспечивая смешанный поток 52, и охлаждают в охладителе 54, обеспечивая трехфазный поток 56, который разделяют в трехходовом сепараторе 58 на поток легких углеводородов 60, поток загрязненной воды 62 и обогащенный водородом газовый поток 66. Обогащенный водородом газовый поток 66 подают в рециркуляционный компрессор 68 и направляют в качестве охлаждающего газа 26 для второго реактора 24 и в качестве отпарной среды 42 для горячей отпарной колонны 40, а также рециркуляционного газа 8 для объединения со свежим газообразным водородом 4, с образованием обогащенного водородом газа 6.The first hydrogenated product stream 18 is heated, for example, in a flame heater 20 and transferred as the heated first hydrogenated product stream 22 to a second reactor 24 where it is reacted in the presence of a second catalytically active material. Often, cooling gas 26 is supplied to the second reactor to control the temperature. The first and second catalytically active materials may be identical or different from each other and will typically comprise a combination of sulfided base metals such as molybdenum or tungsten promoted with nickel or cobalt supported on a refractory support such as alumina or silica. Typically, the reaction over the first catalytically active material is dominated by saturation of diolefins, while the reaction over the second catalytically active material is dominated by saturation of monoolefins and hydrodehalogenation of halide hydrocarbons, and in the second reactor 24 (depending on the composition of the feedstock) hydrodesulfurization, hydrodenitrogenation and hydrodeoxygenation. Consequently, hot product stream 28 may contain hydrocarbons, H 2 O, H 2 S, NH 3 and HCl, which can be removed by washing and separation. The hot product stream 28 is cooled to form a cooled product stream 30 in heat exchanger 32. The cooled product 30 is sent to a hot stripper column 40 where the separation is aided by a stripping medium 42 in which the cooled product 30 is separated into a gas product fraction 44 and a liquid product fraction 46. Fraction product gas 44 is combined with a purified water stream 50, providing a mixed stream 52, and cooled in a cooler 54, providing a three-phase stream 56, which is separated in a three-pass separator 58 into a light hydrocarbon stream 60, a contaminated water stream 62, and a hydrogen-enriched gas stream 66. Enriched hydrogen-containing gas stream 66 is fed to recycle compressor 68 and sent as cooling gas 26 for second reactor 24 and as stripping medium 42 for hot stripper 40, as well as recycle gas 8 to combine with fresh hydrogen gas 4 to form hydrogen-enriched gas 6.
Поток легких углеводородов 60, выходящий из трехфазного сепаратора 58, поступает во вторую отпарную колонну 48 для дальнейшего разделения жидких и газообразных компонентов с помощью отпарной среды 72. Выходящий поток легких фракций 78 из второй отпарной колонны 48 охлаждают в охладителе 80 и направляют в виде охлажденной потока легких фракций 82 в дополнительный трехфазный сепаратор 84, предназначенный для отделения абгазной фракции 86 от водной фракции 88 и жидкой углеводородной фракции 92. Жидкую углеводородную фракцию 92 из дополнительного трехфазного сепаратора 84 рециркулируют во вторую отпарную колонну 48, полярная жидкая фракция 88 может быть объединена с потоком загрязненной воды 62 и направлена в средство концентрирования 96, из которого выводят поток концентрированного рассола 98, богатый, например, NH4Cl, а также поток очищенной воды 50, содержащей небольшое количество примесей, таких как NH4Cl. Очищенная вода, обычно вместе с дополнительным количеством воды, может быть добавлена в виде чистой промывочной воды 50.The light hydrocarbon stream 60 exiting the three-phase separator 58 enters a second stripper 48 for further separation of liquid and gaseous components by stripping medium 72. The effluent light ends stream 78 from the second stripper 48 is cooled in a cooler 80 and sent as a chilled stream light fractions 82 into an additional three-phase separator 84, designed to separate the exhaust gas fraction 86 from the water fraction 88 and the liquid hydrocarbon fraction 92. The liquid hydrocarbon fraction 92 from the additional three-phase separator 84 is recycled to the second stripping column 48, the polar liquid fraction 88 can be combined with the stream contaminated water 62 and sent to a concentration means 96, from which a stream of concentrated brine 98 rich in, for example, NH 4 Cl, as well as a stream of purified water 50 containing a small amount of impurities such as NH 4 Cl are removed. Purified water, usually along with additional water, can be added as clean rinse water 50.
Claims (26)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DKPA201900753 | 2019-06-20 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022101129A RU2022101129A (en) | 2023-07-20 |
| RU2822731C2 true RU2822731C2 (en) | 2024-07-12 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5656152A (en) * | 1994-12-05 | 1997-08-12 | Mobil Oil Coporation | Water washing to remove salts |
| US5951852A (en) * | 1993-12-23 | 1999-09-14 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Et Al. | Destruction of halide containing organics and solvent purification |
| RU2510987C2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-04-10 | Юоп Ллк | Method of removing metals from vacuum gasoil |
| RU2535668C2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-12-20 | Юоп Ллк | Method of removing nitrogen from vacuum gasoil |
| US20150240169A1 (en) * | 2014-02-26 | 2015-08-27 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroprocessing with two product fractionators |
| US20160002540A1 (en) * | 2014-07-01 | 2016-01-07 | Gas Technology Institute | Hydropyrolysis of biomass-containing feedstocks |
| WO2019002028A1 (en) * | 2017-06-30 | 2019-01-03 | Haldor Topsøe A/S | Demetallization of hydrocarbons |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5951852A (en) * | 1993-12-23 | 1999-09-14 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Et Al. | Destruction of halide containing organics and solvent purification |
| US5656152A (en) * | 1994-12-05 | 1997-08-12 | Mobil Oil Coporation | Water washing to remove salts |
| RU2510987C2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-04-10 | Юоп Ллк | Method of removing metals from vacuum gasoil |
| RU2535668C2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-12-20 | Юоп Ллк | Method of removing nitrogen from vacuum gasoil |
| US20150240169A1 (en) * | 2014-02-26 | 2015-08-27 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroprocessing with two product fractionators |
| US20160002540A1 (en) * | 2014-07-01 | 2016-01-07 | Gas Technology Institute | Hydropyrolysis of biomass-containing feedstocks |
| WO2019002028A1 (en) * | 2017-06-30 | 2019-01-03 | Haldor Topsøe A/S | Demetallization of hydrocarbons |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2813847C (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock | |
| JP2022537013A (en) | Method for treating feedstock containing halides | |
| US20230407195A1 (en) | Process for treating a feedstock comprising halides | |
| US20150353841A1 (en) | Method for revamping a conventional mineral oils refinery to a biorefinery | |
| KR20070116074A (en) | Method for producing base lubricating oil from waste oil | |
| RU2666589C1 (en) | Method for hydrotreating gas oil in reactors in series with hydrogen recirculation | |
| JPS5922756B2 (en) | Method for hydrocracking petroleum hydrocarbons contaminated with nitrogen compounds | |
| JP2007238832A (en) | Method for treating natural gas condensate and system for treating the same | |
| CN104711020A (en) | Coal tar multistage hydrogenation technology | |
| RU2822731C2 (en) | Method of treating raw material containing halides | |
| KR101071881B1 (en) | Hydrotreating process | |
| GB2580539A (en) | Method for co-processing | |
| RU2820852C2 (en) | Method for preheating stream of raw material of hydrotreating reactor | |
| WO2023198870A1 (en) | Production of halide free hydrocarbons | |
| JPH0525481A (en) | Method for hydrogenation treatment of heavy hydrocarbon feeding raw material containing precipitable metal compound | |
| RU2608036C1 (en) | Method of processing sulphur-containing oil sludge | |
| SU1227652A1 (en) | Method of processing heavy vacuum gas oil | |
| EP2630218A2 (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock |