способ и устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций (варианты)

Формула изобретения

1. Способ очистки тяжелых нефтяных фракций с получением очищенного нефтепродукта, включающий стадии экстракции растворителем, на которой получают деасфальтированный нефтепродукт, подвергая тяжелые нефтяные фракции процессу экстракции растворителем-деасфальтизации; гидроочистки, на которой гидроочищенный нефтепродукт получают, подвергая деасфальтированный нефтепродукт гидрированию в присутствии водорода и катализатора; а также стадии определения концентрации полиароматических углеводородов в деасфальтированном нефтепродукте, полученном в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации, и регулирования в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации по меньшей мере одного из таких параметров, как температура экстракции, расход растворителя экстракции и расход исходного нефтепродукта, в соответствии с определенными концентрациями полиароматических углеводородов.

2. Способ очистки тяжелых нефтяных фракций с получением очищенного нефтепродукта, включающий стадии экстракции растворителем, на которой деасфальтированный продукт получают, подвергая тяжелые нефтяные фракции процессу экстракции растворителем - деасфальтизации, и гидроочистки, на которой гидроочищенный нефтепродукт получают, подвергая деасфальтированный нефтепродукт гидрированию в присутствии водорода и катализатора; а также стадии определения концентрации полиароматических углеводородов в деасфальтированном нефтепродукте, полученном в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации;

регулирования в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации по меньшей мере одного из таких параметров, как температура экстракции, расход растворителя и расход исходного нефтепродукта в соответствии с определенными концентрациями полиароматических углеводородов и регулирование условий очистки на этапе гидроочистки в соответствии с определенными концентрациями полиароматических углеводородов.

3. Способ очистки тяжелых нефтяных фракций по п.2, в котором на этапе гидроочистки регулируют, по меньшей мере, один из таких параметров, как объемная скорость подачи сырья, температура реакции и водородный коэффициент гидрокрекинга.

4. Способ очистки тяжелых нефтяных фракций по одному из пп.1 и 2, в котором, по меньшей мере, одна составляющая очищенного нефтепродукта представляет собой сырье для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (FCC), а регулирование осуществляют в зависимости от предварительно заданного значения концентрации полиароматических углеводородов, при которой концентрация нерастворимого в гептане компонента в деасфальтированном нефтепродукте составляет 5,5 мас.%.

5. Устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций с получением очищенного нефтепродукта, содержащее технологическую секцию процесса экстракции растворителем-деасфальтизации, в которой получают деасфальтированный нефтепродукт, подвергая тяжелую нефтяную фракцию процессу экстракции растворителем-деасфальтизации, и технологическую секцию гидроочистки, в которой получают гидроочищенный нефтепродукт, подвергая полученный деасфальтированный нефтепродукт процессу гидрирования в присутствии водорода и катализатора, отличающееся тем, что технологическая секция экстракции растворителем-деасфальтизации содержит детектирующее устройство, которое определяет концентрацию полиароматического компонента в деасфальтированном нефтепродукте, полученном в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации, и первое регулирующее устройство, которое регулирует по меньшей мере один из таких параметров как температура экстракции, расход растворителя и расход исходного нефтепродукта, технологические условия в технологической секции процесса экстракции растворителем-деасфальтизации, в соответствии со значениями, полученными детектирующим устройством.

6. Устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций с получением очищенного нефтепродукта, содержащее технологическую секцию процесса экстракции растворителем-деасфальтизации, в которой получают деасфальтированный нефтепродукт, подвергая тяжелую нефтяную фракцию процессу экстракции растворителем-деасфальтизации; технологическую секцию гидроочистки, в которой получают гидроочищенный нефтепродукт, подвергая полученный деасфальтированный нефтепродукт процессу гидрирования в присутствии водорода и катализатора, отличающееся тем, что технологическая секция экстракции растворителем-деасфальтизации содержит детектирующее устройство, которое определяет концентрацию полиароматического компонента в деасфальтированном нефтепродукте, полученном в процессе экстракции растворителем-деасфальтизации, первое регулирующее устройство, которое регулирует по меньшей мере один из таких параметров как температура экстракции, расход растворителя и расход исходного нефтепродукта, технологические условия в технологической секции процесса экстракции растворителем-деасфальтизации, в соответствии со значениями, полученными детектирующим устройством и второе регулирующее устройство, которое регулирует режим очистки в технологической секции гидроочистки в соответствии со значениями, полученными детектирующим устройством.

7. Устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций по одному из пп.5 и 6, отличающееся тем, что первое регулирующее устройство содержит в памяти заранее установленную зависимость между концентрациями нерастворимого в гептане компонента и полиароматических углеводородов в экстракционном и очищенном нефтепродукте и информацию о предварительно заданной концентрации полиароматических углеводородов, соответствующей концентрации нерастворимого в гептане компонента, обусловленной предварительно заданной целью,

и

первое регулирующее устройство сравнивает информацию о предварительно заданной концентрации полиароматических углеводородов с концентрацией полиароматических углеводородов, определенной детектирующим устройством, и регулирует по меньшей мере один из таких параметров как температура экстракции, расход растворителя и расход исходного нефтепродукта технологической секции процесса экстракции.

8. Устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций по п.6, отличающееся тем, что второе регулирующее устройство технологической секции гидроочистки регулирует, по меньшей мере, один из таких параметров, как объемная скорость подачи сырья, температура реакции, или водородный коэффициент гидрокрекинга технологической секции гидроочистки в соответствии со значением, полученным детектирующим устройством.

9. Устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций по одному из п.6 или 8, отличающееся тем, что второе регулирующее устройство технологической секции гидроочистки содержит в памяти заранее установленную зависимость между концентрациями нерастворимого в гептане компонента и полиароматических углеводородов в экстракционном и очищенном нефтепродукте и информацию о предварительно заданной концентрации полиароматических углеводородов, соответствующей концентрации нерастворимого в гептане компонента, обусловленной предварительно заданной целью, и регулирующее устройство сравнивает информацию о предварительно заданной концентрации полиароматических углеводородов с концентрацией полиароматических углеводородов, определенной детектирующим устройством, и регулирует условия гидрирования в технологической секции гидроочистки.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для очистки тяжелых нефтяных фракций, которые позволяют смягчить условия процесса гидрирования, становящиеся жесткими из-за присутствия примесей в исходной сырой нефти, и тем самым проводить процесс гидрирования в мягких условиях.

В нефтяных фракциях и остатках, полученных из сырой нефти, которая служит исходным материалом, присутствуют многочисленные примеси. Поэтому в процессе гидрирования, которому обычно в конце подвергают эти нефтяные фракции и остатки, гидроочистку в настоящее время проводят в жестких реакционных условиях с высокой температурой и высоким давлением с целью удаления этих примесей, и в связи с этим расходуется большое количество катализатора.

Однако при проведении такого процесса гидрирования в жестких условиях, естественно, неизбежны недостатки, к которым относятся большие затраты времени и издержки на техническое обслуживание соответствующей технологической установки и короткий срок службы катализатора для этого процесса. Кроме того, возникают проблемы с гибким изменением производства нефтепродуктов различных типов согласно их назначению.

Принимая во внимание вышеописанные обстоятельства, целью настоящего изобретения является создание способа очистки тяжелых нефтяных фракций и устройства для очистки тяжелых нефтяных фракций, которые позволяют проводить процесс гидрирования в сравнительно мягких условиях и в связи с этим гибко изменять производство нефтепродуктов различных типов согласно их назначению и промежуточных нефтепродуктов.

В результате интенсивных исследований, выполненных с целью решения этой проблемы, выяснилось, что, если выполнить тщательный анализ не поддающейся ректификации фракции экстрагированного нефтепродукта, получаемого экстракцией растворителем, обычно выполняемой на ранних стадиях процесса гидрирования, и после того как это поставлено целью, выбрать условия экстракции для процесса экстракции растворителем, то последующий процесс гидрирования можно проводить стабильно и в мягких условиях. Первой особенностью настоящего изобретения является способ очистки тяжелых нефтяных фракций и получения светлого нефтепродукта, который заключается в том, что проводят процесс экстракции растворителем, на выходе которого получают экстрагированный нефтепродукт посредством проведения процесса экстракции растворителем, и процесс гидроочистки, на выходе которого получают светлый нефтепродукт посредством гидрирования полученного экстрагированного нефтепродукта в присутствии водорода и катализатора, а затем выполняют операции определения концентраций отдельных компонентов в экстрагированном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса экстракции растворителем, и регулирования условий экстракции в зависимости от найденных упомянутых значений.

Как правило, в экстрагированном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса экстракции растворителем, кроме углеводородов присутствуют остаточные сера, азот, кислород, никель, ванадий и аналогичные примеси. Чтобы удалить упомянутые остаточные компоненты с целью получения нефтепродуктов различных типов и промежуточных нефтепродуктов, дополнительно проводят процесс гидрирования экстрагированного нефтепродукта.

В соответствии с этим остаточные компоненты экстрагированного нефтепродукта, а именно вышеупомянутые не поддающиеся ректификации остаточные компоненты, исследованы с помощью следующих экспериментов.

Во-первых, ниже в таблице 1 указаны пять типов исходных нефтепродуктов, использованных в эксперименте.

Таблица 1
	SL-VR	DURI-VR	MR-VR	AL-VR	ALH-VR
Удельный вес (15/4°C)	0,952	0,958	1,007	1,017	1,032
Вязкость при 210°C (сСт)	80	130	649	1585	4327
Содержание Ni/V (ч. на млн.)	29/0	47/0	43/0	26/90	35/143
Содержание серы (мас.%)	0,19	0,26	3,5	4,3	4,91
Содержание асфальтенов (мас.%)	0,2	2,1	6,8	8,1	11,7
Содержание азота (мас.%)	0,35	0,57	-	-	-

В вышеприведенной таблице 1 SL-VR означает нефтяной остаток вакуумной перегонки легкой суматранской нефти, DURI-VR - нефтяной остаток вакуумной перегонки нефти месторождения Дури, MR-VR - нефтяной остаток вакуумной перегонки нефти месторождения Мурбан, AL-VR - нефтяной остаток вакуумной перегонки легкой аравийской нефти и ALH-VR - смесь (60/40) нефтяного остатка вакуумной перегонки легкой аравийской нефти и нефтяного остатка вакуумной перегонки тяжелой аравийской нефти.

К тому же асфальтен не растворяется в гептане (т.е. нерастворим в C7, что далее по тексту представлено сокращением «C7нераств.»).

Кроме того, на фиг.3 показана зависимость между типом экстракционного растворителя (углеродным числом растворителя) и выходом (коэффициентом экстракции) деасфальтированного нефтепродукта в случае, когда процесс селективной жидкостной экстракции выполняли с использованием в качестве исходного нефтепродукта нефтяного остатка вакуумной перегонки аравийской легкой нефти. Растворители, обозначенные C_n (где n равно 2-6), представляют собой насыщенные линейные углеводороды (парафины), молекулу которых составляют n атомов углерода.

Как показано на фиг.3, можно утверждать, что, чем выше углеродное число, тем выше выход (коэффициент экстракции) деасфальтированного нефтепродукта.

Затем процесс экстракции растворителем проводили для каждого нефтяного остатка вакуумной перегонки вышеописанных пяти марок исходных сырых нефтей и определяли остаточное содержание каждой примеси в деасфальтированном нефтепродукте (экстрагированном нефтепродукте) в зависимости от выхода (коэффициента экстракции) деасфальтированного нефтепродукта. Усредненные характеристики данного исходного нефтепродукта показаны на фиг.4. Далее на фиг.4 S обозначает серу в виде примеси, N - азот, C - кокс по Конрадсону, Ni - никель и V - ванадий. Кроме того, диагональ на фиг.4 обозначает отсутствие какого-либо выбора коэффициента экстракции и является линией, указывающей, что при высоком коэффициенте экстракции вышеописанные примеси экстрагировались бы единообразно в зависимости от коэффициента экстракции.

В соответствии с результатами, показанными на фиг.4, несмотря на то, что остаточное содержание примесей возрастает с увеличением выхода деасфальтированного нефтепродукта (коэффициента экстракции), соответствующие им селективности можно определить по кривой для каждой примеси, которая располагается ниже диагонали. В частности для Ni и V это предполагает, что при коэффициенте экстракции выше 60% остаточное содержание этих примесей в экстрагированном нефтепродукте становится высоким. Поэтому, если слишком увеличить коэффициент экстракции в процессе экстракции растворителем, то, в частности, остаточные содержания Ni и V быстро возрастут, что приведет к значительному ужесточению условий процесса гидрирования на последующих стадиях. В результате, поскольку применение жестких условий процесса становится необходимостью, процесс экстракции растворителем обычно проводят с коэффициентами экстракции в пределах 60-85%.

Более того, в случае Ni и V, когда коэффициент экстракции меньше 60% и они практически отсутствуют в экстрагированном нефтепродукте, серы и азота остается еще много, так как селективность по ним не столь велика, как по Ni и V, поэтому процесс гидрирования на последней стадии необходим, даже если коэффициент экстракции меньше 60%.

Кроме того, как показано на фиг.3, коэффициент экстракции в процессе экстракции растворителем изменяется в зависимости от типа растворителя. Однако, кроме типа растворителя, на его изменение могут также влиять такие рабочие параметры (факторы регулирования), как температура экстракции и расход растворителя. Например, как показано на фиг.5, изменение температуры экстракции (температуры технологического процесса экстракции) позволяет изменить выход деасфальтированного нефтепродукта (экстракционного нефтепродукта). То есть, в соответствии с фиг.5, можно представить, что коэффициент экстракции можно уменьшить посредством повышения температуры экстракции. Далее, в процессе экстракции растворителем, показанном на фиг.5, применялись следующие условия экстракции: исходный нефтепродукт SL-VR, давление 35 кг/см² _изб. и бутановая смесь в качестве растворителя. Кроме того, расход растворителя, выраженный через массовое отношение растворителя к исходному нефтепродукту, равнялся 6.

Кроме того, как показано на фиг.6, выход деасфальтированного нефтепродукта (экстрагированного нефтепродукта) можно изменить также посредством изменения расхода растворителя (массового отношения растворителя к питанию). То есть, в соответствии с фиг.6, можно представить, что коэффициент экстракции можно уменьшить посредством повышения расхода растворителя. Далее, в процессе экстракции растворителем, показанном на фиг.6, применялись следующие условия экстракции: исходный нефтепродукт DURI-VR, давление 35 кг/см² _изб. и бутановая смесь в качестве растворителя. Кроме того, температура экстракции была 100°C.

Показанные результаты подразумевают, что для изменения коэффициента экстракции следует изменять тип растворителя и расход растворителя (пропорцию растворителя).

Условия реакции (технологические условия) таких процессов гидрирования, как обессеривание, деметаллирование, деазотирование и гидрокрекинг, сильно зависят от коэффициента экстракции и, как показано на фиг.7, ужесточаются при высоком коэффициенте экстракции. На фиг.7 показана зависимость между выходом (коэффициентом экстракции) деасфальтированного нефтепродукта (экстрагированного нефтепродукта) и степенью конверсии при гидрокрекинге. Как показано на фиг.7, гидрокрекирующая способность быстро снижается, когда коэффициент экстракции экстрагированного нефтепродукта превышает 85% при постоянных условиях реакции. Зависимость между коэффициентом экстракции и степенью конверсии является результатом сочетания проведения процесса экстракции растворителем с использованием нефтяного остатка вакуумной перегонки аравийской легкой нефти с проведением процесса гидрирования полученного деасфальтированного нефтепродукта (экстрагированного нефтепродукта).

Следует обратить внимание, что коэффициент экстракции изменяется в зависимости от типа исходного нефтепродукта и вследствие этого также изменяется остаточное содержание примесей. Поэтому простое регулирование только коэффициента экстракции экстрагированного нефтепродукта, который становится перерабатываемым нефтепродуктом, т.е. коэффициента экстракции в процессе экстракции растворителем, не достаточно для проведения процесса гидрирования в подходящем технологическом режиме, особенно, когда изменяется тип исходного нефтепродукта.

Таким образом, установлены факторы, влияющие на условия реакции (технологические условия) процесса гидрирования, а затем установлены, как показано далее, факторы, которые могут соответствующим образом регулировать технологический режим экстракции растворителем.

Во-первых, чтобы выяснить характеристики тяжелых нефтяных фракций, которые будут служить исходным нефтепродуктом, не поддающуюся ректификации фракцию разделяют методом колоночной хроматографии с использованием растворителя и адсорбента на следующие фракции:

насыщенные углеводороды (смесь насыщенных углеводородов, сокращенно НУВ),

моноароматические углеводороды (сокращенно MA),

диароматические углеводороды (сокращенно DA),

триароматические углеводороды (сокращенно TA),

полиароматические и полярные соединения (сокращенно ПП),

остаточная фракция (компонент, нерастворимый в гептане, сокращенно C7нераств.).

Кроме того, методом колоночной хроматографии выполнен следующий анализ на основе методов, предложенных Д.Э. Хиршем с соавторами [Anal. Chem. 44, No. 6, 915 (1972)].

В колонке готовят слой силикагеля поверх слоя алюмогеля, измеренную пробу для анализа растворяют в небольшом количестве гептана и подают сверху на слой силикагеля.

Затем последовательно вводят предписанные растворители (пять типов растворителей: н-пентан, 5 об.% раствор бензола в н-пентане, 20 об.% раствор бензола в н-пентане, бензол и 50 об.% раствор бензола в метиловом спирте), элюируют пробу для анализа, которая адсорбируется адсорбентом, и извлекают каждую фракцию.

Из извлеченных фракций удаляют растворитель, массу каждой фракции измеряют и вычисляют содержание.

Характеристики соответствующих фракций показаны для справки на фиг.8. Каждая фракция характеризуется весьма высокой температурой кипения, и, в частности, фракция ПП (полиароматический компонент) содержит компоненты, которые не разгоняются даже при 1100°C. Кроме того, температура кипения остаточного нефтепродукта слишком высока для измерения.

Таким образом, связь с реакцией изучена, в частности, на полиароматических и полярных соединениях (ПП) и остаточной фракции (C7нераств.).

На фиг.9 показан результат анализа содержания в исходном нефтепродукте каждого компонента, который переходит в экстракционный нефтепродукт с изменениями, обусловленными коэффициентом экстракции. Согласно фиг.9 можно представить, что насыщенные углеводороды (НУВ), моноароматические углеводороды (MA), диароматические углеводороды (DA), триароматические углеводороды (TA) и аналогичные компоненты, кривые которых находятся над диагональной линией (не показаны), экстрагируются интенсивнее сравнительно с коэффициентом экстракции, и, наоборот, полиароматические и полярные соединения (ПП) и остаточная фракция (C7нераств.), кривые которых находятся под диагональной линией (не показаны), почти не экстрагируются при очень низком коэффициенте экстракции.

На фиг.7 показано, что скорость реакции в процессе гидрирования (гидрокрекинга) быстро снижается, когда коэффициент экстракции деасфальтированного нефтепродукта (экстракционного нефтепродукта) превышает 60-85%. Результаты, показанные на фиг.9, предполагают, что это обусловлено концентрацией остаточной фракции (C7нераств.) в экстракционном нефтепродукте, который будет служить перерабатываемым нефтепродуктом, сильно влияющим на реакционный режим процесса гидрирования.

Результаты, показанные на фиг.9, представлены на фиг.10 в виде зависимости между коэффициентом экстракции и поведением каждого компонента в сравнении с исходным нефтепродуктом. Более того, на фиг.10 выход каждого компонента при каждом коэффициенте экстракции дается величиной интервала между соседними кривыми (где выход насыщенных углеводородов (НУВ) представлен интервалом между соответствующей кривой и осью X, а выход остаточной фракции (C7нераств.) представлен интервалом между диагональю и соседней под ней кривой).

Из этих результатов, в частности из анализа содержания остаточной фракции (C7нераств.) в экстракционном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса селективной жидкостной экстракции, следует, что проведение процесса гидрирования в более жестких условиях, чем необходимо, можно предотвратить назначением условий для последних стадий процесса гидрирования в соответствии с содержанием этой остаточной фракции (C7нераств.). Кроме того, если процесс экстракции растворителем проводить так, чтобы содержание остаточной фракции (C7нераств.) в экстракционном нефтепродукте было задано ниже некоторого контрольного значения, то процесс гидрирования на последних стадиях можно проводить в достаточно мягких условиях.

В соответствии с этим были выполнены следующие эксперименты, чтобы установить контрольное значение содержания остаточной фракции (C7нераств.) для данного типа экстрагированного нефтепродукта.

Были приготовлены исходные нефтепродукты с нижеуказанными концентрациями (мас.%) каждой примеси:

насыщенные углеводороды (НУВ)	4,38 мас.%
моноароматические углеводороды (MA)	9,86 мас.%
диароматические углеводороды (DA)	11,34 мас.%
триароматические углеводороды (TA)	21,25 мас.%
полиароматические и полярные соединения (ПП)	40,57 мас.%
остаточная фракция (C7нераств.)	12,63 мас.%

Затем эти исходные нефтепродукты соответственно подвергли процессу экстракции растворителем с коэффициентами экстракции в пределах от 30 до 90% и с интервалами 5%. Определили коэффициент экстракции деасфальтированного нефтепродукта (DAO), который представляет собой полученный экстрагированный нефтепродукт, и содержание каждой примеси в деасфальтированном нефтепродукте (DAO), полученном при каждом коэффициенте экстракции, т.е. мас.% концентрацию не поддающейся ректификации фракции в целом, при этом найденные значения сведены в таблицу 2. Более того, содержание каждой примеси измеряли вышеописанным аналитическим методом колоночной хроматографии.

Таблица 2
DAO (мас. %)	НУВ	МА	DA	ТА	ПП	С7не- раств.	Всего	[C7/ ПП]
30	13,0	19,4	18,7	19,7	25,8	3,3	99,9	0,128
35	11,7	20,3	20,3	20,3	23,9	3,4	99,9	0,143
40	10,5	20,1	20,5	21,3	24,1	3,5	100,0	0,144
45	9,6	19,1	20,2	22,6	24,7	3,8	100,1	0,155
50	8,7	18,0	19,4	24,1	26,1	3,8	100,1	0,147
55	8,1	17,0	18,5	25,5	26,8	4,1	100,1	0,152
60	7,4	16,2	17,8	25,5	28,7	4,3	100,0	0,149
65	6,9	15,3	17,0	25,4	30,9	4,6	100,1	0,148
70	6,4	14,2	15,9	24,9	33,9	4,7	100,0	0,140
75	5,9	13,4	15,1	24,2	36,2	5,1	100,0	0,142
80	5,5	12,5	14,2	23,8	38,5	5,5	100,0	0,142
85	5,2	11,7	13,5	23,2	40,2	6,1	100,0	0,152
90	4,9	11,1	12,8	22,8	41,2	7,1	100,0	0,173

С учетом результатов, представленных в таблице 2, в сочетании с результатами, представленными на фиг.7, т.е. результатами, показывающими, что, если коэффициент экстракции деасфальтированного нефтепродукта (экстракционного нефтепродукта - DAO) превышает 60-85%, то активность реакции процесса гидрирования на последней стадии быстро снижается, способ очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением отличается тем, что определяют концентрацию предварительно заданных компонентов в экстракционном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса экстракции растворителем, и одновременно регулируют условия экстракции в соответствии с найденными значениями.

Когда предварительно заданным компонентом является, например, остаточная фракция (C7нераств.), и для нее задают концентрацию, равную или меньше определенной концентрации, т.е. задают концентрацию остаточной фракции (C7нераств.) на уровне непосредственно перед точкой, начиная с которой быстро снижается активность реакции процесса гидрирования, то, при проведении процесса гидрирования экстрагированного нефтепродукта, полученного таким образом, реакцию можно проводить в сравнительно мягких условиях. Поэтому можно исправить такие недостатки, как большие временные затраты на техническое обслуживание аппаратов для проведения процесса гидрирования, высокая стоимость и небольшой срок службы самых аппаратов.

Следует обратить внимание, что, поскольку компоненты остаточной фракции (C7нераств.) являются непрозрачными, то для определения их концентраций необходимо применять такой метод, как вышеописанный колоночный хроматографический анализ, а это исключает возможность непрерывного выполнения анализа. Поэтому основное внимание сосредоточено на полиароматических и полярных соединениях (ПП), анализ концентрации которых можно выполнять непрерывно.

Как показано в таблице 2, в интервале 55-85%, обычном для выполнения операции экстракции, отношение концентраций остаточной фракции (C7нераств.) и полиароматических и полярных соединений (ПП) остается по существу постоянной (в таблице 2 в пределах 0,140-0,152 с изменением этих значений в зависимости от типа исходного нефтепродукта). Поэтому предполагается, что в этом интервале значение концентрации полиароматических и полярных соединений (ПП) можно использовать в качестве показателя вместо значения концентрации остаточной фракции (C7нераств.).

Таким образом, один из отличительных признаков способа очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением заключается в установке предварительно заданных значений концентрации нерастворимых в гептане компонентов в не поддающейся ректификации фракции экстрагированного нефтепродукта, получаемого посредством проведения процесса экстракции растворителем, т.е. концентрации полиароматического углеводородного (ПП) компонента в не поддающейся ректификации фракции, или, иначе говоря, концентрации нерастворимых в гептане компонентов, устанавливаемой по концентрации полициклических ароматических и полярных соединений (ПП).

Полиароматические углеводородные компоненты включают в себя вышеупомянутые полиароматические и полярные соединения, и их концентрации можно измерять непрерывно анализатором типа спектроскопа ближней инфракрасной (ИК) области спектра или анализатора ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Поэтому можно заранее экспериментальным путем уточнить корреляционную связь между сигналом, измеряемым этим анализатором, и концентрацией полиароматических и полярных соединений (ПП), а затем, как показано в таблице 2, можно заранее уточнить корреляционную связь между концентрацией полиароматических и полярных соединений (ПП) и концентрацией остаточной фракции (C7нераств.). Следовательно, концентрацию остаточной фракции (C7нераств.) можно определить из полученной анализаторами концентрации полиароматических и полярных соединений (ПП).

Далее будет более подробно рассмотрена взаимосвязь между измеренным сигналом и концентрацией полиароматических и полярных соединений (ПП).

Чтобы осуществить способ очистки в соответствии с настоящим изобретением, можно построить калибровочную кривую путем определения корреляционной связи между концентрацией остаточной фракции (C7нераств.) и концентрацией полиароматических углеводородов в ходе экстракции и очистки с использованием условий экстракции для исходного нефтепродукта, который является объектом очистки, и экстракционных растворителей. Кроме того, на основании нормального значения, соответствующего концентрации остаточной фракции (C7нераств.) в очищенном нефтепродукте, где указанная концентрация зависит от заданной степени очистки, информация о концентрации полиароматических углеводородов, соответствующей упомянутому нормальному значению, подается в управляющее устройство устройства очистки, и тем самым косвенно регулируется концентрация остаточной фракции (C7нераств.).

Нормальным значением служит концентрация полиароматических углеводородов, соответствующая концентрации остаточной фракции (C7нераств.), определяемой по спецификациям на заданный очищенный нефтепродукт, и, если измеренное значение для экстракционного нефтепродукта возрастает относительно этого нормального значения, то условия экстракции регулируются так, чтобы коэффициент экстракции уменьшался, а если измеренное значение для экстракционного нефтепродукта снижается относительно этого нормального значения, то выполняемая регулировка увеличивает коэффициент экстракции на стадии процесса экстракции. Можно предварительно задать интервал изменений упомянутого нормального значения, и тогда условия можно регулировать относительно максимального или минимального предельных значений этого интервала.Таким образом, посредством выдерживания концентрации остаточной фракции (C7нераств.) в соответствующих пределах не допускается ужесточение технологического режима (технологических условий) процесса гидрирования, который составляет одну из последних стадий упомянутого процесса экстракции растворителем, и создается возможность сравнительно смягчить его.

Как упоминалось ранее, способ очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением отличается тем, что благодаря установленному факту, что концентрация остаточной фракции (C7нераств.) в экстракционном нефтепродукте находится в корреляционной связи с концентрацией полиароматических углеводородов, процесс экстракции можно косвенно регулировать так, чтобы концентрация остаточной фракции (C7нераств.) в очищенном нефтепродукте оставалась равной или меньше предварительно заданной концентрации, с использованием для этого в качестве показателя концентрации полиароматических углеводородов. Кроме того, процесс гидроочистки можно регулировать так, чтобы концентрация остаточной фракции (C7нераств.) в гидроочищенном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса гидроочистки за процессом экстракции, была, в конечном счете, равной или меньше предварительно заданной концентрации.

Кроме того, устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением отличается тем, что содержит измерительное устройство, которое измеряет концентрацию полиароматического компонента в экстракционном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса экстракции растворителем, и управляющее устройство, которое регулирует технологические условия в аппарате для проведения процесса экстракции растворителем в зависимости от значений, вырабатываемых измерительным устройством, а также содержит устройство, которое регулирует условия очистки в установке гидроочистки, предусмотренной в последней ступени установки экстракции растворителем.

Кроме того, благодаря использованию вышеописанной схемы, заданную степень очистки, иначе говоря, концентрацию остаточной фракции (C7нераств.), можно надежно и легко обеспечить с использованием для этого в качестве показателя концентрации полиароматических углеводородов, а технологический режим гидроочистки, предусмотренной на последних стадиях экстракции растворителем, можно проводить в сравнительно мягких условиях. Таким образом, можно сократить такие издержки на установку, как эксплуатационные затраты, затраты на техническое обслуживание и т.д. Это дает возможность и повышает экономическую эффективность производства нефтепродуктов в соответствии с их хозяйственным назначением.

На фиг.1 представлена схематичная структура примера осуществления устройства для очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.2 представлена схематичная структура устройства для проведения процесса экстракции растворителем в устройстве для очистки, показанном на фиг.1.

На фиг.3 представлен график, показывающий зависимость между типом экстракционного растворителя (углеродным числом растворителя) и коэффициентом экстракции деасфальтированного нефтепродукта.

На фиг.4 представлен график, показывающий остаточное содержание каждой примеси в деасфальтированном нефтепродукте в зависимости от коэффициента экстракции деасфальтированного нефтепродукта.

На фиг.5 представлен график, показывающий зависимость между температурой экстракции и коэффициентом экстракции деасфальтированного нефтепродукта.

На фиг.6 представлен график, показывающий зависимость между расходом растворителя и коэффициентом экстракции деасфальтированного нефтепродукта.

На фиг.7 представлен график, показывающий зависимость между коэффициентом экстракции деасфальтированного нефтепродукта и коэффициентом водородного переноса при гидрокрекинге.

На фиг.8 представлен график, показывающий характеристики разгонки нефтяного остатка.

На фиг.9 представлен график, показывающий зависимость между коэффициентами экстракции деасфальтированного нефтепродукта и отдельных фракций.

На фиг.10 представлен график, показывающий зависимость между коэффициентом экстракции деасфальтированного нефтепродукта и концентрациями каждого нефтяного остатка в деасфальтированном нефтепродукте.

Далее приведено подробное описание настоящего изобретения.

На фиг.1 представлен чертеж, изображающий пример осуществления устройства для очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением, где позиция 1 на чертеже обозначает устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций. Указанное устройство для очистки 1 представляет собой устройство, которое очищает сорта нефтепродуктов, получаемых из исходных нефтепродуктов, согласно их назначению и содержит технологическую секцию 2 экстракции растворителем и технологическую секцию 3 гидрирования. Анализатор 4, который измеряет концентрацию полиароматических углеводородов в получаемом экстрагированном нефтепродукте, установлен в последней ступени технологической секции 2 экстракции растворителем.

Технологическая секция 2 экстракции растворителем представляет собой секцию, в которой получают экстрагированный нефтепродукт посредством проведения процесса экстракции растворителем исходного нефтепродукта и которая, как показано на фиг.2, содержит экстракционную колонну 5. В этой экстракционной колонне 5 проводят процесс экстракции растворителем. Кроме того, технологическая секция 2 экстракции растворителем содержит аппарат 6 для регулирования температуры процесса, который регулирует температуру процесса экстракции, проводимого в экстракционной колонне 5, и аппарат 7 для регулирования расхода растворителя, который регулирует расход растворителя, поступающего в экстракционную колонну 5. Перечисленные элементы устроены таким образом, что температура процесса или расход растворителя регулируются так, чтобы создать оптимальные условия экстракции в соответствии с управляющей программой, заранее настроенной на концентрацию полиароматических углеводородов (ПП) в экстрагированном нефтепродукте, измеренную описанным далее анализатором 4.

Технологическая секция 3 гидрирования представляет собой секцию, в которой проводят процесс гидрирования экстрагированного нефтепродукта, полученного в технологической секции 2 экстракции растворителем, в присутствии водорода и катализатора с целью получения гидроочищенного нефтепродукта и получают нефтепродукты различных типов и такие промежуточные нефтепродукты, как сырье на каталитический крекинг с псевдоожиженным слоем (FCC), которые являются облагороженными нефтепродуктами согласно их назначению.

Конкретный вариант переработки в технологической секции 3 гидрирования включает в себя все реакции, которые идут в присутствии водорода и катализатора, и обычно включает в себя реакцию гидрокрекинга, реакцию гидрообессеривания, реакцию деметаллирования и реакцию деазотирования. Как правило, в ходе реакции гидрокрекинга происходит расщепление углеводородов при высокой температуре и высоком давлении в атмосфере водорода, и из перерабатываемого нефтепродукта (экстракционного нефтепродукта) образуется очищенный нефтепродукт с меньшей атомной массой. В ходе реакции гидрообессеривания содержащиеся в углеводородах соединения серы реагируют с водородом при высокой температуре и высоком давлении в атмосфере водорода и образуют при этом сероводород. Кроме того, после подачи в сепараторный аппарат происходит отделение сероводорода и получается облагороженный нефтепродукт, в котором содержание серы ниже, чем в перерабатываемом нефтепродукте (экстрагированном нефтепродукте).

В ходе реакции гидродеметаллирования содержащиеся в углеводородах соединения металлов гидрируются при высокой температуре и высоком давлении в атмосфере водорода и образуют при этом свободные металлы, которые затем осаждаются на катализаторе. Таким образом получают очищенный нефтепродукт, в котором содержание металлов ниже, чем в перерабатываемом нефтепродукте (экстрагированном нефтепродукте). В ходе реакции гидродеазотирования содержащиеся в углеводородах соединения азота реагируют с водородом при высокой температуре и высоком давлении в атмосфере водорода и образуют при этом аммиак. Кроме того, после подачи в сепараторный аппарат, происходит отделение аммиака, и получают очищенный нефтепродукт, в котором содержание азота ниже, чем в перерабатываемом нефтепродукте (экстрагированном нефтепродукте).

При проведении процесса гидрирования в любом случае факторами регулирования скорости реакции являются водородный коэффициент гидрокрекинга, относительная объемная скорость подачи сырья, температура реакции, тип катализатора и т.д., при этом эти факторы соответственно изменяются в зависимости от типа процесса гидрирования, который является общей целью.

Следует обратить внимание на то, что давление реакции, размер реактора и другие схожие параметры в технологической секции гидрирования, как правило, имеют постоянные значения, обусловленные конструкцией аппарата, и поэтому из вышеупомянутых факторов регулирования предпочтительными объектами регулирования являются водородный коэффициент гидрокрекинга, температура реакции и расход экстрагированного нефтепродукта.

Как показано на фиг.1, вышеописанная технологическая секция 3 гидрирования содержит аппарат 8 для регулирования температуры реакции, который регулирует температуру реакции в этой технологической секции 3 гидрирования, и аппарат для регулирования расхода экстрагированного нефтепродукта, который регулирует расход экстрагированного нефтепродукта, подаваемого в упомянутую технологическую секцию 3 гидрирования. Упомянутые элементы устроены так, чтобы регулировать температуру реакции или расход экстрагированного нефтепродукта таким образом, чтобы создать оптимальные условия гидрирования в соответствии с управляющей программой, заранее настроенной на концентрацию полиароматических углеводородов (ПП) в экстрагированном нефтепродукте, измеренную нижеописанным анализатором 4.

В качестве анализатора 4 предпочтительно используют анализатор ближней ИК-области спектра или анализатор ЯМР. Каждый из вышеописанных регулирующих аппаратов, в частности аппарат 6 для регулирования температуры процесса и аппарат 7 для регулирования расхода растворителя в технологической секции 2 экстракции растворителем, а также аппарат 8 для регулирования температуры реакции и аппарат 9 для регулирования расхода экстрагированного нефтепродукта в технологической секции 3 гидрирования подключен к анализатору 4. При этом анализатор 4 измеряет общее содержание не поддающейся ректификации фракции в заданном количестве экстрагированного нефтепродукта, и здесь же измеряется содержание полиароматических углеводородов (ПП), а затем посредством математической обработки этого результата измеряется концентрация полиароматических углеводородов (ПП) в экстракционном нефтепродукте, т.е. концентрация полиароматических углеводородов (ПП) в не поддающейся ректификации фракции экстрагированного нефтепродукта.

Для осуществления очистки тяжелых нефтяных фракций при помощи устройства 1 для очистки, имеющего конструкцию описанного типа, сначала в технологической секции 2 экстракции растворителем проводят процесс экстракции растворителем исходного нефтепродукта. В технологической секции 2 экстракции растворителем сначала, как показано на фиг.2, исходный нефтепродукт подается в емкость 10 хранения исходного нефтепродукта и содержится в ней, пока растворитель подается в емкость 11 хранения растворителя и содержится в ней. Кроме того, на основании предварительно заданного технологического режима (технологических условий), исходный нефтепродукт и растворитель подаются в экстракционную колонну 5, в которой система регулирования поддерживает предварительно заданные давление и температуру. Здесь они смешиваются, и проводится процесс экстракции.

Таким образом, когда в экстракционной колонне 5 проводится процесс экстракции, полученный экстрагированный нефтепродукт отделяется от растворителя при помощи устройства 12 сепарации экстрагированного нефтепродукта и растворителя. Кроме того, из экстрагированного нефтепродукта остающийся в нем растворитель выводится при помощи колонны 13 сепарации экстрагированного нефтепродукта, который затем подается в емкость 14 хранения экстрагированного нефтепродукта для хранения в ней. В противоположность этому из нефтяного остатка, получаемого на выходе экстракционной колонны 5, растворитель выводится при помощи устройства 15 сепарации растворителя и нефтяного остатка, который подается, в конечном счете, в емкость 16 хранения нефтяного остатка для хранения в ней.

В непрерывном процессе экстракции такого типа, до того, как экстрагированный нефтепродукт, отводимый из колонны 13 сепарации экстрагированного нефтепродукта, попадает в емкость 14 хранения экстрагированного нефтепродукта, анализатор 4 непрерывно измеряет концентрацию полиароматических углеводородов (ПП). Кроме того, полученные результаты преобразуются в измеренный сигнал и соответственно передаются (как сигнал обратной связи) в аппарат 6 для регулирования температуры процесса и аппарат 7 для регулирования расхода растворителя в технологической секции 2 экстракции растворителем, а также в аппарат 8 для регулирования температуры реакции и аппарат 9 для регулирования расхода экстракционного нефтепродукта в технологической секции 3. Анализатор 4 непрерывно выполняет измерение в таких объемах, чтобы не создавать помех работе экстракционной секции, например, с 5-минутными перерывами.

В соответствии с предварительно настроенной управляющей программой в аппарате 6 для регулирования температуры процесса и аппарате 7 для регулирования расхода растворителя, которые принимают измеренный сигнал от анализатора 4, когда значение концентрации полиароматических углеводородов (ПП) становится выше, например, чем 40,2 мас.% (см. таблицу 2), что соответствует 6,1 мас.%, которая является контрольной концентрацией фракции (C7нераств.), то температура экстракции повышается, а коэффициент экстракции снижается при помощи аппарата 6 для регулирования температуры процесса, и тем самым снижается значение концентрации полиароматических углеводородов (ПП) (т.е. концентрация остаточной фракции (C7нераств.)). В противоположность этому расход растворителя может быть увеличен и коэффициент экстракции понижен в аппарате 7 для регулирования расхода растворителя, и тем самым величина концентрации полиароматических углеводородов (ПП) (т.е. концентрация С7нераств.) снижена. В ходе этих операций возможны оба вида регулирования, либо только один из них. Эффективность заранее исследуется экспериментально в категориях стоимости и экономической эффективности производства, а упомянутые управляющие аппараты заранее программируются так, чтобы обеспечить оптимальные условия.

Кроме того, посредством измерения значения концентрации полиароматических углеводородов (ПП) анализатором 4 данного типа и сохранения измеренных данных, можно определить количество (концентрацию) полиароматических углеводородов (ПП) в экстрагированном нефтепродукте, содержащемся в емкости 14 хранения экстрагированного нефтепродукта, и тем самым определить концентрацию нерастворимых в гептане. Поэтому, когда экстракционный нефтепродукт, содержащийся в этой емкости 14 хранения экстрагированного нефтепродукта, направляют в процесс гидрирования в технологической секции 3 гидрирования, то процесс гидрирования можно проводить в технологическом режиме, который оптимален с точки зрения характеристик указанного экстрагированного нефтепродукта.

В частности, что касается экстрагированного нефтепродукта, полученного в технологической секции 2 экстракции ра створителем, хотя регулирование с обратной связью посредством анализатора 4 выдерживает значение концентрации полиароматических углеводородов (ПП) равным или меньше контрольного значения, естественно, значения концентрации будут претерпевать изменения в пределах, равных или меньших, чем упомянутое контрольное значение. Поэтому, поскольку они равны или меньше, чем контрольное значение, условия реакции в технологической секции 3 гидрирования не будут жесткими, и процесс можно проводить в мягких условиях. В противоположность этому, эти условия не обязательно являются наилучшими условиями реакции, соответствующими концентрации полиароматических углеводородов (ПП) (т.е. концентрации фракции C7нераств., для которой она характерна), если проводить процесс просто при постоянных условиях.

Таким образом, в технологической секции 3 гидрирования, на основании данных, измеренных и переданных анализатором 4, т.е, данных о количестве (концентрации) полиароматических углеводородов (ПП) в экстрагированном нефтепродукте, который становится перерабатываемым нефтепродуктом, сохраняемым в емкости 14 хранения экстрагированного нефтепродукта, осуществляется регулировка либо одного аппарата 8 для регулирования температуры реакции или аппарата 9 для регулирования расходом экстрагированного нефтепродукта, либо обоих этих аппаратов, и тем самым можно проводить процесс в мягких условиях, которые в достаточной мере обеспечивают свойства заданного нефтепродукта (или промежуточного нефтепродукта). Кроме того, что касается этих видов регулирования, аналогично случаю с вышеописанной технологической секцией 2 экстракции растворителем, эффективность заранее исследуется экспериментально в категориях стоимости и экономической эффективности производства, и эти управляющие аппараты заранее программируются так, чтобы обеспечить оптимальные условия.

Далее, при проведении процесса при посредстве этой технологической секции 3 гидрирования, количество (концентрацию) полиароматических углеводородов (ПП) в экстрагированном нефтепродукте (перерабатываемом нефтепродукте), сохраняемом в емкости 14 хранения экстрагированного нефтепродукта, можно определить из данных, накопленных вышеупомянутым анализатором 4, и тем самым, поскольку можно также определить концентрацию фракции C7нераств., например, при помощи соответствующего выбора технологической секции 3 гидрирования, которая изменяется по типу или размеру, можно соответственно подобрать не только вышеупомянутые температуру реакции и расход экстрагированного нефтепродукта, но и давление реакции и тип катализатора, и за счет этого дополнительно оптимизировать процесс гидрирования.

Поэтому в упомянутом устройстве 1 для очистки тяжелых нефтяных фракций, можно не только проводить процесс гидрирования в сравнительно мягких условиях, но и гибко изменять производство очищенных нефтепродуктов согласно их назначению или промежуточных нефтепродуктов различных типов.Ниже настоящее изобретение описано на конкретных примерах осуществления.

Пример

Чтобы получить сырье для каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем, нижеописанный исходный нефтепродукт 1 проходит процесс экстракции растворителем, на выходе которого получают экстракционный нефтепродукт. Кроме того, как и сырье для каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем, так как концентрации металлов, остаточный углерод и концентрация серы ограничиваются, так условия и скорости реакции на последних стадиях процесса гидрирования требуют учета, и процесс экстракции регулируется таким образом, чтобы концентрация нерастворимого в гептане (C7нераств.) компонента в не поддающейся ректификации фракции получаемого экстрагированного нефтепродукта была равной или меньше 5,5 мас.%, а концентрация полиароматических углеводородов (ПП) в не поддающейся ректификации фракции получаемого экстрагированного нефтепродукта была равной или меньше 38,5 мас.%.

Таблица 3
	Исходный нефтепродукт 1	Исходный нефтепродукт 2
Удельный вес (15/4°C)	1,032	0,952
Вязкость при 210°F (сСт)	4327	80
Концентрация серы (мас.%)	4,91	0,19
Содержание Ni (ч./млн.)	35	29
Содержание V (ч./млн.)	143	0
Содержание асфальтенов (мас.%)	11,7	0,5
Насыщенный компонент (мас.%)	4,4	38,5
Моноароматический компонент (мас.%)	9,9	29,7
Диароматический компонент (мас.%)	11,3	17,3
Триароматический компонент (мас.%)	21,3	8,5
Полиароматический компонент (мас.%)	40,6	5,3
Нерастворимый в растворителе компонент (мас.%)	12,6	0,7

Ниже приведены технологические условия (технологический режим) аппарата для проведения процесса экстракции и характеристики получаемого экстрагированного нефтепродукта.

Таблица 4
		Результаты экстракции
Технологические условия	Исходный нефтепродукт	Исходный нефтепродукт 1
	Тип растворителя	Пентан
	Массовое отношение растворителя к исходному нефтепродукту	2,0
	Температура экстракции (°C)	150
	Давление экстракции (кг/см2 изб. )	20
	Заданное значение концентрации нерастворимого компонента (мас.%)	5,5
	Значение концентрации полиароматического (ПП) компонента (мас.%)	38,5
Характеристики	Выход экстракционного нефтепродукта (мас.%)	79,9
	Удельный вес (15/4°C)	1,002
	Вязкость при 210°F (сСт)	557
	Концентрация серы (мас.%)	4,06
	Содержание Ni (ч. на млн.)	8,3
	Содержание V (ч. на млн.)	48,1
	Измеренная концентрация нерастворимого компонента (мас.%)	5,2

Из приведенных результатов видно, что при таком регулировании процесса экстракции концентрация полиароматического (ПП) компонента равна или меньше 38,5 мас.%, измеренная концентрация нерастворимого компонента (концентрация компонента, нерастворимого в гептане) становится равной 5,2%, и можно выпускать продукт с заданной концентрацией (равной или меньшей чем 5,5 мас.%) нерастворимого в гептане компонента (C7нераств.).

Кроме того, при проведении процесса гидрирования, полученного таким образом экстрагированного нефтепродукта, искомое сырье для крекинга с псевдоожиженным катализатором можно получать посредством проведения процессов в мягких реакционных условиях, которые не являются слишком тяжелыми для технологической секции гидрирования.

Вышеописанный способ очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением является способом осуществления процесса экстракции растворителем, который состоит в том, что получают экстрагированный нефтепродукт посредством проведения процесса экстракции растворителем и процесса гидроочистки, в ходе которого получают гидроочищенный нефтепродукт посредством проведения процесса гидрирования полученного экстрагированного нефтепродукта в присутствии водорода и катализатора, измеряют концентрацию заданного компонента в экстрагированном нефтепродукте, полученном в процессе экстракции растворителем, и одновременно регулируют условия экстракции в соответствии с упомянутыми измеренными значениями, и таким образом получают возможность проводить процесс гидроочистки на стадии, следующей за процессом экстракции в достаточно мягких, а не жестких условиях.

Поэтому благодаря возможности проводить процесс гидроочистки в сравнительно мягких условиях обеспечивается возможность упростить техническое обслуживание процесса гидрирования, сократить эксплуатационные расходы и продлить срок службы катализатора процесса гидрирования. Кроме того, посредством простого регулирования процесса гидрирования можно гибко изменять производство нефтепродуктов различных типов согласно их назначению и промежуточных нефтепродуктов.

Кроме того, если концентрацию нерастворимого в гептане компонента в не поддающейся ректификации фракции экстрагированного продукта, получаемого в процессе экстракции растворителем, определяют по концентрации полиароматических углеводородов в не поддающейся ректификации фракции, то становится возможным непрерывное измерение концентрации нерастворимого в гептане компонента, и поэтому можно быстро изменять технологические условия процесса гидрирования на основании результатов измерения и тем самым можно предотвращать проведение процесса гидрирования в условиях более жестких, чем требуется.

В устройстве для очистки тяжелых нефтяных фракций, которое очищает тяжелые нефтяные фракции с целью получения очищенных нефтепродуктов, устройство для очистки тяжелых нефтяных фракций в соответствии с настоящим изобретением содержит технологическую секцию экстракции растворителем, в которой получают экстрагированный нефтепродукт посредством проведения процесса экстракции растворителем, и технологическую секцию гидроочистки, в которой полученный экстрагированный нефтепродукт перерабатывают посредством проведения процесса гидрирования в присутствии водорода и катализатора и получают гидроочищенный нефтепродукт, при этом технологическая секция экстракции растворителем содержит измерительное устройство, которое измеряет концентрацию предварительно заданного компонента в экстрагированном нефтепродукте, полученном посредством проведения процесса экстракции растворителем, и регулирующее устройство, которое регулирует технологические условия процесса экстракции растворителем в соответствии со значениями, полученными измерительным устройством, и поэтому содержание остаточной фракции (нерастворимого в гептане компонента) в экстрагированном нефтепродукте можно определить измерением, например, концентрации полиароматических углеводородов и тем самым можно не только проводить процесс гидрирования в сравнительно мягких условиях, но и конечно гибко изменять производство нефтепродуктов различных типов и промежуточных нефтепродуктов согласно их назначению.