EA007336B1 - Способ получения средних дистиллятов - Google Patents

Способ получения средних дистиллятов Download PDF

Info

Publication number
EA007336B1
EA007336B1 EA200300972A EA200300972A EA007336B1 EA 007336 B1 EA007336 B1 EA 007336B1 EA 200300972 A EA200300972 A EA 200300972A EA 200300972 A EA200300972 A EA 200300972A EA 007336 B1 EA007336 B1 EA 007336B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
boiling
fischer
stage
stream
tropsch
Prior art date
Application number
EA200300972A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200300972A1 (ru
Inventor
Аренд Хоек
Матийс Мария Герардус Сенден
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=28793190&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA007336(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200300972A1 publication Critical patent/EA200300972A1/ru
Publication of EA007336B1 publication Critical patent/EA007336B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M171/00—Lubricating compositions characterised by purely physical criteria, e.g. containing as base-material, thickener or additive, ingredients which are characterised exclusively by their numerically specified physical properties, i.e. containing ingredients which are physically well-defined but for which the chemical nature is either unspecified or only very vaguely indicated
    • C10M171/02—Specified values of viscosity or viscosity index
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/043—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a change in the structural skeleton
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M101/00—Lubricating compositions characterised by the base-material being a mineral or fatty oil
    • C10M101/02—Petroleum fractions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M107/00—Lubricating compositions characterised by the base-material being a macromolecular compound
    • C10M107/02—Hydrocarbon polymers; Hydrocarbon polymers modified by oxidation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M169/00—Lubricating compositions characterised by containing as components a mixture of at least two types of ingredient selected from base-materials, thickeners or additives, covered by the preceding groups, each of these compounds being essential
    • C10M169/04—Mixtures of base-materials and additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/06—Gasoil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/08—Jet fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M2205/00—Organic macromolecular hydrocarbon compounds or fractions, whether or not modified by oxidation as ingredients in lubricant compositions
    • C10M2205/17—Fisher Tropsch reaction products
    • C10M2205/173—Fisher Tropsch reaction products used as base material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2030/00—Specified physical or chemical properties which is improved by the additive characterising the lubricating composition, e.g. multifunctional additives
    • C10N2030/02—Pour-point; Viscosity index
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2030/00—Specified physical or chemical properties which is improved by the additive characterising the lubricating composition, e.g. multifunctional additives
    • C10N2030/04—Detergent property or dispersant property
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2030/00—Specified physical or chemical properties which is improved by the additive characterising the lubricating composition, e.g. multifunctional additives
    • C10N2030/12—Inhibition of corrosion, e.g. anti-rust agents or anti-corrosives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2040/00—Specified use or application for which the lubricating composition is intended
    • C10N2040/25—Internal-combustion engines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2040/00—Specified use or application for which the lubricating composition is intended
    • C10N2040/25—Internal-combustion engines
    • C10N2040/252—Diesel engines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу получения одного или более углеводородных топливных продуктов с температурой кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции из потока углеводородов, полученных в процессе Фишера-Тропша, в котором синтез-газ превращают в жидкие углеводороды, по меньшей мере часть которых кипит выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, включающему следующие стадии:(1) гидрокрекинг/гидроизомеризацию по меньшей мере части потока углеводородов процесса Фишера-Тропша при конверсии за проход материала, кипящего выше 370°С, в материал, кипящий ниже 370°С, до 80 мас.%,(2) разделение потока продукта, полученного на стадии (1), на одну или более легких фракций, имеющих температуру кипения ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, одну или более фракций, имеющих температуру кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, и тяжелую фракцию, имеющую температуру кипения выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции,(3) гидрокрекинг/гидроизомеризацию основной части тяжелой фракции, полученной на стадии (2) при конверсии за проход материала, кипящего выше 370°С, в материал, кипящий ниже 370°С, до 80 мас.%,(4) разделение потока продукта, полученного на стадии (3), на одну или более легких фракций, имеющих температуру кипения ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, одну или более фракций, имеющих температуру кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, и тяжелую фракцию, имеющую температуру кипения выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции,(5) гидрокрекинг/гидроизомеризацию основной части тяжелой фракции, полученной на стадии (4) в условиях процесса гидрокрекинга/гидроизомеризации, описанного на стадии (1) и/или стадии (3),причем в указанном способе поток углеводородов реакции Фишера-Тропша содержит по меньшей мере 35 мас.% С+ (в расчете на общее количество углеводородов в углеводородном потоке реакции Фишера-Тропша), и в этом потоке весовое соотношение С+/С+ составляет по крайней мере 0,2.

Description

Настоящее изобретение относится к способу получения одного или более углеводородных топливных продуктов, кипящих в интервале температур, характерном для керосиновой/дизельной фракции из потока углеводородов, полученных в способе Фишера-Тропша, а также к углеводородам, полученным таким способом.
Современные энергетические требования к транспортным секторам касаются преимущественно жидких топлив, полученных фракционированием и обработкой сырой нефти. Предполагается, что доминирующая роль жидких топлив сохранится и в будущем.
Обычно жидкие топлива, получаемые из сырой нефти, не являются чистыми материалами. Как правило, они содержат значительные количества серы, азота и ароматических углеводородов. Дизельные топлива, полученные из сырой нефти, имеют относительно низкое цетановое число. Чистые дистиллятные топлива могут быть получены из нефтяных дистиллятов в результате дорогостоящей гидроочистки. Однако в результате такой обработки дизельных топлив трудно повысить цетановое число.
Другим источником топливных дистиллятов, в особенности средних дистиллятов, например керосина и дизельной фракции, является способ Фишера-Тропша, особенно его вариант, осуществляемый с использованием кобальтовых катализаторов. В течение двух последних десятилетий этот процесс являлся ключевым способом превращения природного газа, главным образом, в высококачественные средние дистилляты. В таком процессе синтез-газ в несколько стадий превращают в средние дистилляты. Вначале природный газ конвертируют в синтез-газ с помощью (каталитического) способа парциального окисления и/или способа парового риформинга. На второй стадии синтез-газ превращают в длинноцепочечные парафиновые углеводороды (средний С5+ углеводород обычно содержит 25-35 углеродных атомов). На третьей стадии длинноцепочечные углеводороды подвергают гидрокрекингу с образованием молекул, входящих в состав желаемых средних дистиллятных топлив. Подобные процессы раскрыты в ЕР 161705, ЕР 583836, ЕР 532116, \УО 99/01218, И8 4857559 и ЕР 1004746. Дополнительно можно сослаться на книгу Н.М.Н. уаи \Усе11ст апб М.М.С. 8еибеи, Соиуегкюи о£ Ыа!ига1 Сак ίο Тгаикройабои Рие1к, Иа1ига1 Сак Соиуегкюи II, Н.Е. Сиггу-Нубе аиб К..Р. Ноте (ебйогк), Е1кеу1ег 8с1еисе В.У., страницы 43-71.
Как правило, с помощью способа Фишера-Тропша получают средние дистилляты отличного качества. Основные парафиновые продукты не содержат серы, азота и ароматических соединений. Керосиновые и дизельные фракции обладают отличными характеристиками горения (температура дымления и цетановое число). Характеристики холодной текучести удовлетворяют соответствующим спецификациям. При необходимости для удовлетворения более строгих требований, касающихся характеристик холодной текучести, могут использоваться присадки. Кроме этого, могут также добавляться другие полезные присадки.
В свете непрерывно повышающихся требований к свойствам средних дистиллятов, существует настоятельная необходимость улучшения их свойств, главным образом, свойств холодной текучести средних дистиллятов. Таким образом, имеется потребность в средних дистиллятах с улучшенными свойствами холодной текучести, другими словами, такие свойства должны получаться без использования какойлибо дополнительной обработки топлив (например, без их депарафинизации) или без использования каких-либо присадок. Кроме этого, желательно, чтобы значение Т95 для дизельной фракции, т.е. температура кипения 95% количества дизельной фракции, составляла 380°С или менее, предпочтительно 370°С или менее, более предпочтительно 360°С или менее, чтобы ее плотность (15°С) составляла 840 кг/м3 или менее, предпочтительно 800 кг/м3 или менее, более предпочтительно 780 кг/м3 или менее, и, чтобы такая фракция не содержала полиароматических соединений.
Авторами изобретения было обнаружено, что в результате гидрокрекинга/гидроизомеризации относительно тяжелого углеводородного продукта процесса Фишера-Тропша (С5+ продукт, предпочтительно С10+ продукт), при относительно низкой конверсии сырья за проход, например при менее 80% конверсии подаваемой в реактор фракции, кипящей выше определенной точки кипения (например, 370°С), во фракцию, кипящую ниже указанной точки кипения, и в результате проведения аналогичной реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации с использованием большей части материала, с температурой кипения выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции с последующим рециклом основной части материала, кипящего выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, в реакцию гидрокрекинга/гидроизомеризации, могут быть получены средние дистилляты с исключительно хорошими свойствами холодной текучести, причем любая дополнительная обработка (с целью улучшения свойств холодной текучести) и/или использование присадок, в принципе, становятся излишними. В сравнении с менее тяжелым продуктом синтеза Фишера-Тропша (например, с продуктом, содержащим на 10 мас.% меньше углеводородов С30+) свойства холодной текучести (температура текучести, СРРР) улучшаются на 5 или даже на 10°С. При этом Т95, плотность и содержание полиароматических соединений имеют значения в указанном выше интервале. Такой процесс предпочтительно проводить непрерывным способом.
Таким образом, настоящее изобретение относится к способу, раскрытому в п.1 формулы изобретения.
В результате осуществления способа настоящего изобретения получают средние дистилляты с исключительно хорошими свойствами холодной текучести. Исключительно хорошая холодная текучесть, возможно, является следствием относительно высокого соотношения изо/нормальные углеводороды и особенно относительно высокого содержания ди- и/или триметилзамещенных соединений. Вместе с тем,
- 1 007336 полученная дизельная фракция имеет отличное цетановое число, имеющее значение выше 60, часто около 70 или более. Кроме этого, она содержит чрезвычайно мало серы, всегда менее 50 мас.ч./млн, обычно менее 5 мас.ч./млн, и во многих случаях не содержит серы. Дизельная фракция имеет плотность менее 800 кг/м3, в большинстве случаев плотность составляет 765-790 кг/м3, обычно 780 кг/м3 (причем вязкость образца при 100°С составляет 3 сСт). Во фракции практически отсутствуют ароматические соединения, их содержание не превышает 50 мас.ч./млн, что обеспечивает низкую эмиссию макрочастиц. Содержание полиароматических соединений, как правило, значительно ниже содержания ароматики и обычно составляет менее 1 мас.ч./млн. Т95, в комбинации с указанными свойствами, имеет значение менее 380°С, часто ниже 350°С.
С помощью описанного выше способа получают средние дистилляты с чрезвычайно хорошими свойствами холодной текучести. Так например, температура помутнения любой дизельной фракции обычно имеет значение ниже -18°С, часто даже ниже -24°С. СЕРР обычно имеет значение ниже -20°С, часто -28°С или ниже. Обычно температура текучести имеет значение ниже -18°С, часто ниже -24°С.
Поскольку в процессе используют относительно тяжелый продукт Фишера-Тропша, достигается чрезвычайно высокая общая конверсия. Это относится как к углеродной конверсии, так и к термической конверсии. Конверсия по углероду для процесса Фишера-Тропша и реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации имеет значение выше 80%, предпочтительно выше 85%, более предпочтительно выше 90%. Термическая конверсия для рассматриваемого процесса имеет значение выше 70%, предпочтительно выше 75%, более предпочтительно выше 80%. Такая ситуация, когда столь высокие конверсии сочетаются с чрезвычайно хорошими свойствами продукта, является очень выгодной. Кроме того, селективность по С5+ углеводородному продукту обычно превышает 85 мас.%, предпочтительно превышает 90 мас.%, из всех углеводородов, получаемых в процессе Фишера-Тропша.
В общем случае, интервал кипения керосиновой/дизельной фракции может слегка изменяться в зависимости от местных условий, доступности конкретных потоков сырья и специфических особенностей конкретных нефтеперерабатывающих заводов, что хорошо известно специалисту в данной области техники. Подходящий для целей настоящего изобретения интервал кипения керосиновой/дизельной фракции имеет начальную температуру кипения 110-130°С, предпочтительно, по меньшей мере, 140°С, более предпочтительно, по меньшей мере, 150°С и еще более предпочтительно, по меньшей мере, 170°С. Конечная точка кипения, в целях настоящего изобретения, должна иметь значение в интервале 400-410°С, предпочтительно 390°С, более предпочтительно 375°С и еще более предпочтительно 360°С. Конечная точка интервала кипения керосиновой фракции может иметь значение до 270°С, обычно до 250°С, в некоторых случаях до 220°С и даже до 200°С. Начальная точка интервала кипения дизельной фракции может составлять 150°С, обычно 170°С, иногда 190°С и даже 200°С. Температура 50% превращения дизельной фракции составляет 255-315°С, предпочтительно 260-300°С, более предпочтительно около 285°С.
Следует отметить, что один или более подходящих углеводородных топливных продуктов настоящего изобретения представляет собой продукт с общим интервалом кипения керосиновой/дизельной фракций, однако, весьма подходящими могут оказаться две фракции, одна с интервалом кипения дизельной фракции, а другая с интервалом кипения керосиновой фракции. Кроме этого, три или более фракций, например керосиновая фракция, легкая дизельная фракция и тяжелая дизельная фракция, также могут рассматриваться как весьма привлекательные продукты с коммерческой точки зрения. В принципе, число фракций и их интервалы кипения определяются эксплуатационными и коммерческими соображениями.
Синтез-газ, используемый для реакции Фишера-Тропша, получают из углеводородного сырья, главным образом, в результате парциального окисления и/или парового риформинга или риформинга метана. Углеводородное сырье представляет собой метан, природный газ, попутный газ или смеси углеводородов С1-4, главным образом, природный газ.
Для установления требуемого соотношения Н2/СО в синтез-газе в процесс парциального окисления можно вводить диоксид углерода и/или пар. Подходящее соотношение Н2/СО составляет 1,3-2,3, предпочтительно 1,6-2,1. В случае необходимости, (небольшие) дополнительные количества водорода могут быть получены паровым риформингом метана, предпочтительно в комбинации с прямой реакцией конверсии водяного газа. Дополнительное количество водорода может также использоваться в других процессах, например в гидрокрекинге.
Согласно другому воплощению соотношение Н2/СО в синтез-газе, полученном на стадии каталитического окисления, может быть уменьшено в результате удаления из него водорода. Такое удаление может осуществляться с использованием традиционных способов, например дифференциальной адсорбции и криогенных методов. Предпочтительным способом является сепарация с использованием мембранной технологии. Часть водорода может использоваться на стадии гидрокрекинга, в особенности наиболее тяжелой фракции продукта реакции Фишера-Тропша.
Синтез-газ, полученный описанным выше способом, обычно имеющий температуру 900-1400°С, подвергают охлаждению до температуры 100-500°С, обычно до 150-450°С, предпочтительно до 300400°С, предпочтительно с одновременным получением энергии, например, в виде пара. Дополнительное охлаждение до температуры 40-130°С осуществляют с использованием традиционного теплообменника,
- 2 007336 например трубчатого теплообменника. Для удаления примесей из синтез-газа может использоваться предохранительный слой. Для удаления следов Ηί,’Ν и/или ΝΉ3 могут использоваться специальные катализаторы. Следовые количества серы могут удаляться путем абсорбции с использованием оксида железа и/или цинка.
Очищенную газообразную смесь, содержащую, главным образом, водород, монооксид углерода и, необязательно, азот, приводят в контакт с подходящим катализатором на стадии каталитической конверсии, на которой обычно образуются жидкие углеводороды.
Для каталитической конверсии смеси, содержащей водород и монооксид углерода, в углеводороды используют известные катализаторы, содержащие в качестве каталитически активного компонента металл VIII группы Периодической таблицы элементов. Конкретные каталитически активные металлы включают рутений, железо, кобальт и никель. Ввиду тяжелого углеводородного продукта Фишера-Тропша, который может быть получен, предпочтительным каталитически активным металлом является кобальт. Как указывалось выше, предпочтительным углеводородным сырьем является природный газ или попутный газ. Поскольку при использовании указанного сырья получают синтез-газ с соотношением Н2/СО около 2, кобальт является очень хорошим катализатором процесса Фишера-Тропша в связи с тем, что для катализатора такого типа используемое соотношение также близко к 2.
Каталитически активный металл предпочтительно наносят на пористый носитель. Пористый носитель может быть выбран из любых подходящих огнеупорных оксидов металлов или силикатов либо из комбинаций, известных в данной области техники. Конкретные примеры предпочтительных пористых носителей включают оксид кремния, оксид алюминия, оксид титана, оксид циркония, оксид церия, оксид галлия, а также их смеси, главным образом, оксид кремния, оксид алюминия и оксид титана.
Количество каталитически активного металла на носителе предпочтительно составляет 3-300 мас.ч. на 100 мас.ч. материала-носителя, более предпочтительно 10-80 мас.ч., особенно 20-60 мас.ч.
При желании рассматриваемый катализатор может также содержать в качестве промотора один или более металлов или их оксидов. Подходящие металлооксидные промоторы могут быть выбраны из элементов II А, 11В, ΐνΒ, νΒ и νίΒ групп Периодической таблицы элементов или из актиноидов и лантаноидов. В качестве примеров подходящих промоторов можно отметить оксиды магния, кальция, стронция, бария, скандия, иттрия, лантана, церия, титана, циркония, гафния, тория, урана, ванадия, хрома и марганца. Особенно предпочтительными металлооксидными промоторами для катализаторов, применяемых для получения восков, используемых в настоящем изобретении, являются оксиды марганца и циркония. Подходящие металлические промоторы могут быть выбраны из элементов νΒΒ или VIII групп Периодической таблицы. Особенно хорошими свойствами обладают рений и благородные металлы VIII группы, из которых особенно предпочтительными являются платина и палладий. Количество промотора в катализаторе обычно составляет 0,01-100 мас.ч., предпочтительно 0,1-40 мас.ч., более предпочтительно 1-20 мас.ч. в расчете на 100 мас. ч. носителя. Наиболее предпочтительные промоторы выбирают из ванадия, марганца, рения, циркония и платины.
Каталитически активный металл и промотор, если он присутствует в системе, могут наноситься на материал-носитель любым известным способом, например пропиткой, пластицированием и экструзией. После нанесения металла и, при необходимости, промотора на материал-носитель носитель с катализатором обычно подвергают обжигу. Назначение операции обжига состоит в удалении кристаллизационной воды, разложении летучих продуктов и превращении органических и неорганических соединений в их соответствующие оксиды. После обжига полученный в результате катализатор может быть подвергнут активации контактированием с водородом или водородсодержащим газом, обычно при температурах в интервале 200-3 50°С. Другие способы приготовления катализаторов Фишера-Тропша включают размешивание/размалывание, часто с последующей экструзией, сушку/обжиг и активацию.
Процесс каталитической конверсии может осуществляться в традиционных условиях синтеза, известных из уровня техники. Обычно каталитическую конверсию проводят при температуре в интервале 150-300°С, предпочтительно 180-260°С. Типичные значения общего давления в процессе каталитической конверсии лежат в интервале 1-200 бар абс., более предпочтительно 10-70 бар абс. В процессе каталитической конверсии образуется более 75 мас.% углеводородов С5+, предпочтительно более 85 мас.% С5+. В зависимости от природы используемого катализатора и условий проведения конверсии, количество тяжелых парафинов (С20+) может составлять до 60 мас.%, иногда до 70 мас.% и, в некоторых случаях, даже до 85 мас.%. В описываемом процессе предпочтительно использовать кобальтовый катализатор, низкое соотношение Н2/СО (1,7 или ниже) и низкую температуру (190-240°С), необязательно, в совокупности с высоким давлением. Для избежания образования кокса предпочтительно использовать соотношение Н2/СО, по крайней мере, 0,3. Особенно предпочтительно осуществлять реакцию Фишера-Тропша при таких условиях, когда значение ΑδΡ-альфа (фактор роста цепи Андерсона-Шульца-Флори) для полученных продуктов, содержащих, по меньшей мере, 20 углеродных атомов, составляет, по меньшей мере, 0,925, предпочтительно, по меньшей мере, 0,935, более предпочтительно, по меньшей мере, 0,945 и еще более предпочтительно, по меньшей мере, 0,955. Углеводородный поток процесса Фишера-Тропша содержит, по меньшей мере, 4 мас.% С30+, предпочтительно 50 мас.%, более предпочтительно 55 мас.%
- 3 007336 при массовом соотношении С60+/С30+, по меньшей мере, 0,35, предпочтительно 0,45, более предпочтительно 0,55.
Предпочтительно использовать такой катализатор Фишера-Тропша, который обеспечивает получение значительного количества парафиновых углеводородов, более предпочтительно получение значительного количества изопарафинов. Наиболее подходящим катализатором для такой цели является кобальтсодержащий катализатор Фишера-Тропша. Катализаторы такого типа описаны в литературе, см., например, ЛИ 698392, и АО 99/34917.
Процесс Фишера-Тропша можно осуществлять с суспензионном режиме или проводить процесс ФТ в реакторе с неподвижным слоем катализатора, особенно в трубчатом реакторе с неподвижным слоем катализатора.
Используемый в тексте термин «средние дистилляты» относится к углеводородным смесям, интервалы кипения которых соответствуют интервалам кипения керосиновой и дизельной фракций, полученных в ходе традиционной атмосферной дистилляции сырой нефти.
Как правило, упоминаемые в настоящем описании жидкие углеводороды процесса Фишера-Тропша представляют собой углеводороды С5-18 или их смеси, хотя может присутствовать некоторое количество углеводородов С4- и С19+. Эти углеводороды или их смеси являются жидкими веществами при температурах 5-30°С (1 бар), особенно при 20°С (1 бар) и имеют природу парафинов, хотя в смеси могут содержаться значительные количества олефинов и/или кислородсодержащих соединений. Обычно в смеси может присутствовать до 20 мас.%, предпочтительно до 10 мас.% олефинов или оксигенатов. Тяжелые воскообразные продукты Фишера-Тропша содержат все углеводороды или их смеси, являющиеся твердыми веществами при 20°С, в особенности углеводороды С18-300, в частности С19-250. Газообразные углеводороды процесса Фишера-Тропша представляют собой углеводороды С1-4, хотя могут присутствовать небольшие количества углеводородов С5+.
Стадия Фишера-Тропша способа согласно настоящему изобретению сопровождается стадией, на которой, по меньшей мере, часть углеводородной смеси, содержащей тяжелые парафины, полученную на первой стадии, подвергают гидрокрекингу и гидроизомеризации. На этой стадии используют катализатор, предпочтительно содержащий каталитически активный металлический компонент и обладающий кислотной функцией. Металлический компонент может наноситься на любой кислотный носитель, обладающий крекирующей и изомеризующей активностью, например на галогенированный (фторированный или хлорированный) оксид алюминия или на цеолитный носитель, либо на аморфный алюмоксиликатный носитель.
Катализатор, используемый на стадии гидрокрекинга/гидроизомеризации способа согласно настоящему изобретению, может содержать в качестве каталитически активных металлических компонентов один или более металлов, выбранных из νίΒ, МНВ и/или VIII групп Периодической системы. Примерами таких металлов могут служить молибден, вольфрам, рений, металлы группы железа и металлы группы платины и палладия. Катализаторы, включающие в качестве каталитически активного компонента благородный металл, обычно содержат его в количестве 0,05-5 мас.ч., предпочтительно 0,1-2 мас.ч. в расчете на 100 мас.ч. материала-носителя. Особенно подходящими для этой цели благородными металлами являются палладий и платина. Катализаторы на основе неблагородных металлов или комбинации неблагородных металлов в качестве каталитически активного металлического компонента обычно содержат 0,1-35 мас.ч. металла или комбинации металлов на 100 мас.ч. материала-носителя. Наиболее подходящие для этой цели катализаторы гидрокрекинга содержат комбинацию 0,5-20 мас.ч., в частности 110 мас.ч. неблагородного металла VIII группы и 1-30 мас.ч., в частности 2-20 мас.ч. металла νίΒ группы и/или VII группы в расчете на 100 мас.ч. материала-носителя. Наиболее подходящими металлическими комбинациями служат комбинации никеля и/или кобальта с вольфрамом, и/или молибденом, и/или рением. Наиболее подходящие катализаторы гидрокрекинга содержат 0,1-35 мас.ч., в частности 1-15 мас.ч. никеля на 100 мас.ч. материала-носителя.
Если катализаторы гидрокрекинга согласно настоящему изобретению содержат неблагородный металл или комбинацию неблагородных металлов в качестве каталитически активного компонента, то они используются в сульфидной форме. Конверсия катализаторов гидрокрекинга в сульфидную форму обычно осуществляется путем контактирования катализаторов при температуре ниже 500°С со смесью водорода и сероводорода в объемном соотношении 5:1-15:1. Получение сульфидной формы таких катализаторов также может осуществляться путем добавления в сырье, в условиях проведения реакции, соединений серы в количестве от 10 мас.ч./млн до 5 мас.%, в частности в количестве от 100 мас.ч./млн до 2,5 мас.%.
Стадия изомеризации/гидрокрекинга (2) или (5) способа согласно настоящему изобретению может осуществляться с использованием катализатора, содержащего цеолит с диаметром пор в интервале 0,51,5 А. Предпочтительное соотношение оксид кремния/оксид алюминия в таком катализаторе составляет 5-200. Наиболее подходящим носителем является смесь двух огнеупорных оксидов, особенно аморфная композиция из аморфных диоксида кремния/оксида алюминия.
Указанные металлы могут наноситься на носитель любым традиционным способом, например пропиткой, перколяцией или ионным обменом. После нанесения каталитически активных компонентов на носитель катализатор обычно сушат и затем обжигают. Катализаторы гидроконверсии обычно исполь
- 4 007336 зуют в виде частиц диаметром 0,5-5 мм. Однако цеолиты, используемые в качестве материалов-носителей для катализаторов гидроконверсии, часто имеют форму мелкозернистого порошка. Цеолиты могут формироваться в частицы больших диаметров, например, в результате прессования и экструзии. Если желательно, то в ходе формирования цеолиты могут объединяться с неорганической матрицей или связующим веществом. Примерами подходящих матриц или связующих веществ могут служить природные глины и синтетические неорганические оксиды.
Согласно настоящему изобретению подходящие условия для стадии (1) гидрокрекинга/изомеризации углеводородной смеси, содержащей тяжелые парафины, включают температуру 280-400°С, предпочтительно 290-375°С, более предпочтительно 300-350°С, давление в интервале 15-200 бар, предпочтительно 20-80 бар, более предпочтительно 20-50 бар, среднечасовую скорость подачи углеводородов 0,220 кг в расчете на кг катализатора в час, предпочтительно 0,5-3 кг/ч, более предпочтительно 1-2,5 кг/ч и молярное соотношение подаваемой смеси водород/углеводороды 1-50.
Стадию (1) гидрокрекинга/изомеризации предпочтительно проводят таким образом, что конверсия за проход материала, кипящего выше 370°С (сырье плюс рецикловый продукт) в материал, кипящий ниже 370°С, составляет 30-70 мас.%, предпочтительно 40-60 мас.%, более предпочтительно около 50 мас.%.
По крайней мере, часть всего продукта реакции Фишера-Тропша разделяют на поток легкого продукта, предпочтительно включающий все компоненты, кипящие ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, и поток тяжелых углеводородов Фишера-Тропша, который используют на стадии (1). Поток легких продуктов содержит, по меньшей мере, непрореагировавший синтез-газ, диоксид углерода, такие инертные газы, как азот и пар, и, по меньшей мере, часть углеводородов, образовавшихся в реакции Фишера-Тропша, предпочтительно углеводородов С1-10, предпочтительно углеводородов С1С4. Поток тяжелых углеводородов Фишера-Тропша включает, по меньшей мере, все компоненты, кипящие выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, но предпочтительно также компоненты, кипящие в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, поскольку это улучшает свойства продукта, особенно свойства холодной текучести. В зависимости от назначения продукта, кипящего ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, может оказаться полезным его наличие или отсутствие в тяжелом продукте реакции Фишера-Тропша. Так, например, если рассматриваемый продукт предполагается использовать в качестве компонента бензина, предпочтительно проводить его гидрокрекинг/гидроизомеризацию с целью повышения октанового числа. В том случае, когда продукт предполагается использовать в качестве сырья для получения этилена, стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации исключают.
По меньшей мере, часть потока со стадии гидрокрекинга/гидроизомеризации подают на стадию разделения, на которой водородсодержащий газ и углеводородный поток отделяют друг от друга. Предпочтительно водородсодержащий газ и углеводородный поток на этой стадии разделяют методом однократного испарения. Операцию однократного испарения проводят в интервале температур -20-100°С и при давлении 1-50 бар. Углеводородную фракцию разделяют на фракцию, кипящую выше 370°С, и одну или более фракций, кипящих ниже 370°С, например две или три фракции, кипящие в интервале кипения легкого и тяжелого газойля, и керосиновую фракцию. По меньшей мере, часть тяжелой фракции, полученной в первой реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации, вводят во вторую реакцию гидрокрекинга/гидроизомеризации. На такую вторую стадию вводят, главным образом, значительную часть фракции с началом кипения 370°С, но также могут вводиться значительные количества керосиновой/газойлевой фракции. Как правило, на вторую стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации вводят, по меньшей мере, 50 мас.% фракции 370°С, предпочтительно 70 мас.%, более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мас.% и еще более предпочтительно на вторую стадию вводят всю фракцию 370°С+.
Условия второй реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации (катализатор, температура, давление, \УН8У и т.д.) обычно аналогичны первой реакции, хотя это и не является обязательным. Общие и предпочтительные условия проведения первой реакции описаны выше. В предпочтительном случае первую и вторую стадии гидрокрекинга/гидроизомеризации проводят в одинаковых условиях. Обработку продуктов второй реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации проводят аналогично обработке продуктов первой реакции (см. выше), хотя это не является обязательным условием. Согласно предпочтительному воплощению стадии (2) и (4) объединяют, т. е. для получения топливных продуктов с интервалом кипения керосиновой/дизельной фракции, полученной на стадиях (1) и (3), используется одна дистилляционная установка.
По меньшей мере, часть тяжелой фракции, полученной во второй реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации, вводят во вторую реакцию гидрокрекинга/гидроизомеризации. Обычно, по меньшей мере, 30 мас.% фракции, кипящей выше 370°С, подают на первую стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации, предпочтительно 60 мас.%, более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мас.% и особенно предпочтительно, когда всю фракцию 370°С+ подают на вторую стадию. Оставшаяся часть фракции, кипящая выше 370°С, может использоваться в различных целях, например для получения базовых масел, но предпочтительно ее рециркулируют на первую стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации.
Согласно предпочтительному воплощению настоящего изобретения первую и вторую реакции гидрокрекинга/гидроизомеризации объединяют в одну стадию. Это приводит к очень простой схеме, содер
- 5 007336 жащей одну стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации и только одну стадию разделения. В этом случае, по меньшей мере, часть фракции, кипящей выше 370°С, как правило, по меньшей мере, 30 мас.%, предпочтительно, по меньшей мере, 60 мас.% и более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мас.%, рециркулируют на совместную стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации. Подходящей конверсией за проход (фракции, кипящей выше 370°С (сырье плюс рецикловый продукт)) является конверсия, лежащая в интервале 30-70 мас.%, предпочтительно в интервале 40-65 мас.% (исходя из общего количества сырья, подаваемого на стадию гидрокрекинга/гидроизомеризации).
Согласно предпочтительному воплощению настоящего изобретения количество тяжелой фракции, полученной на стадии 2, которое используется на стадии (3) или используется на стадии (3) и рециркулируется на стадию (1), составляет, по меньшей мере, 70 мас.%, предпочтительно 85 мас.%, более предпочтительно 95 мас.% от общего количества тяжелой фракции (например, фракции, кипящей выше 370°С). Согласно другому предпочтительному воплощению количество тяжелой фракции, полученной на стадии (4), которое используется на стадии (1) и/или стадии (3), составляет, по меньшей мере, 70 мас.%, предпочтительно 85 мас.%, более предпочтительно 95 мас.% от общего количества тяжелой фракции.
Настоящее изобретение также относится к углеводородным продуктам с температурой кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, получаемой по описанному выше способу. Настоящее изобретение имеет непосредственное отношение к углеводородному топливному продукту, который не подвергают дополнительной депарафинизации, кипящему в интервале кипения дизельной фракции (отмеченной выше), обладающему следующими свойствами: цетановое число, по меньшей мере, 50, предпочтительно, по меньшей мере, 60, более предпочтительно, по меньшей мере, 70, вплоть до 80 или даже до 90, соотношение изо/нормальные парафины 2,5-10, особенно 3,5-6, более предпочтительно 4-5, причем количество моноизосоединений составляет, по меньшей мере, 70 мас.% (в расчете на общее количество продукта, кипящего в желаемом интервале температур), предпочтительно 75%, более предпочтительно 75-85% , температура помутнения -10°С, предпочтительно -20°С (как правило, до -36°С), СЕРР ниже -20°С, предпочтительно ниже -28°С (как правило, вплоть до -44°С), температура текучести ниже -15°С и предпочтительно ниже -22°С (как правило, до -40°С). Описанный выше предпочтительный углеводородный продукт содержит 23-28 мас.% диметилпроизводных (в расчете на общее количество продукта, кипящего в интервале температур дизельной фракции). Продукты, полученные на стадии (4) способа согласно настоящему изобретению, являются предпочтительными, поскольку они обладают чрезвычайно хорошими свойствами холодной текучести, например их температура помутнения ниже -26°С, СЕРР ниже -30°С и температура текучести ниже -24°С.
Далее настоящее изобретение иллюстрируется следующими примерами, не ограничивающими объем изобретения.
Пример 1.
Продукт реакции Фишера-Тропша получали способом, аналогичным способу, описанному в примере VII νϋ-Λ-9934917. с использованием катализатора примера III νϋ-Λ-9934917. С5+ фракцию полученного таким образом продукта непрерывно подавали на стадию гидрокрекинга (стадия (а)). С5+ фракция содержала около 60 мас.% продукта С30+. Соотношение С60+/С30+ составляло около 0,55. На стадии гидрокрекинга указанная фракция приводилась в контакт с катализатором гидрокрекинга из примера 1 ЕР-А-532118. Эффлюент со стадии (а) подвергали непрерывной дистилляции в вакууме с образованием легких продуктов, топлив и остатка Я, кипящего от 370°С и выше. Конверсия продукта, кипящего выше 370°С, в продукт, кипящий ниже 370°С, составила 45-55 мас.%. Остаток Я рециркулировали на стадию (а). Стадию (а) гидрокрекинга проводили при следующих условиях: среднечасовая скорость (νΗδν) подачи свежего сырья - 0,8 кг/л/ч, νΗδν рециркулируемого сырья - 0,4 кг/л/ч, скорость подачи водорода - 1000 нл/кг, общее давление - 40 бар, температура реактора - 330°С, 335°С или 340°С. Сравнительный эксперимент проводили с использованием материала Фишера-Тропша, полученного с применением кобальт/цирконийсиликатного катализатора, описанного в ЕР 426223, используя условия проведения реакции, аналогичные описанным выше. С5+ фракция содержала 30 мас.% продукта С30+, соотношение С60+/С30+ составило 0,19. Свойства дизельных топливных фракций суммированы в таблице. Эксперименты I, II и III проводили в соответствии с настоящим изобретением. Эксперименты IV и V являются сравнительными. Температуры, указанные в таблице, относятся к стадии гидрокрекинга. Температуру помутнения, температуру текучести и СЕРР определяли по А8ТМ Ό2500, А8ТМ Ό97 и ГР 309-96. Определения фракций С5+, С30+ и С60+ осуществляли методом газовой хроматографии.
- 6 007336
Эксперимент I П Ш IV V
Температура 330 335 340 330 335
Температура помутнения -13 -20 <-24 +1 -2
СЕРР -14 -21 -28 0 -5
Температура текучести -18 <-24 <-24 0 -6
Соединения нормального строения (%масс) 27,6 21,3 19,9 50,4 41,2
Соединения изостроения, (%масс) 72,4 78,7 80,1 49,6 58,8
Монометилзамещенные соединения 37,3 39,5 39,5 29,2 32,2
Диметилзамещенные соединения 21,7 25,5 26,7 13,9 18,1
Прочие 13,4 13,8 14,1 6,4 8,5
Плотность (кг/л) 0,78 0,78 0,78 0,78 0,78
Цетановое число (О976т) 78 77 76 80 78
Цетановое число (Т)4743т) 87 85 86 90 85
Т95 363 360 358 - -
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (10)

1. Способ получения одного или более углеводородных топливных продуктов с температурой кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции из потока углеводородов, полученных в процессе Фишера-Тропша, в котором синтез-газ превращают в жидкие углеводороды, по меньшей мере, часть которых кипит выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, включающий следующие стадии:
(1) гидрокрекинг/гидроизомеризацию, по меньшей мере, части потока углеводородов процесса Фишера-Тропша при конверсии за проход материала, кипящего выше 370°С, в материал, кипящий ниже 370°С, до 80 мас.%, (2) разделение потока продукта, полученного на стадии (1), на одну или более легких фракций, имеющих температуру кипения ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, одну или более фракций, имеющих температуру кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, и тяжелую фракцию с температурой кипения выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, (3) гидрокрекинг/гидроизомеризацию основной части тяжелой фракции, полученной на стадии (2), при конверсии за проход материала, кипящего выше 370°С, в материал, кипящий ниже 370°С, до 80 мас.%, (4) разделение потока продукта, полученного на стадии (3), на одну или более легких фракций, имеющих температуру кипения ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, одну или более фракций, имеющих температуру кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции, и тяжелую фракцию, имеющую температуру кипения выше интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, (5) гидрокрекинг/гидроизомеризацию основной части тяжелой фракции, полученной на стадии (4) в условиях процесса гидрокрекинга/гидроизомеризации, описанного на стадии (1) и/или стадии (3), причем в указанном способе поток углеводородов реакции Фишера-Тропша содержит по меньшей мере 35 мас.% С3о+ (в расчете на общее количество углеводородов в углеводородном потоке реакции Фишера-Тропша) и в этом потоке весовое соотношение С3о+/Сбо+ составляет по крайней мере 0,2.
2. Способ по п.1, в котором поток углеводородов Фишера-Тропша получают по реакции ФишераТропша с использованием железного и кобальтового катализатора, предпочтительно кобальтового катализатора, содержащего носитель и, необязательно, один или более промоторов, выбранных из ванадия, марганца, рения, циркония и платины.
- 7 007336
3. Способ по п.1 или 2, в котором поток углеводородов Фишера-Тропша получают в реакции Фишера-Тропша, которую проводят при таких условиях, что значение ΑδΡ-альфа для полученных продуктов, содержащих по меньшей мере 20 углеродных атомов, составляет по меньшей мере 0,925, предпочтительно по меньшей мере 0,935, более предпочтительно по меньшей мере 0,945 и еще более предпочтительно по меньшей мере 0,955.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором, по меньшей мере, часть всего продукта реакции ФишераТропша разделяют на поток легких продуктов, предпочтительно включающий все компоненты, с температурой кипения ниже интервала кипения керосиновой/дизельной фракции, и поток тяжелых углеводородов Фишера-Тропша, который используют на стадии (1), предпочтительно поток легких продуктов содержит непрореагировавший синтез-газ, диоксид углерода, такие инертные газы, как азот и пар, а также углеводороды С1-С4, предпочтительно углеводороды С1-С10.
5. Способ по любому из пп.1-4, в котором поток углеводородов Фишера-Тропша содержит по меньшей мере 40 мас.% С30+ (в расчете на общий поток углеводородов), предпочтительно 50 мас.%, более предпочтительно 55 мас.% и в указанном потоке массовое соотношение С60+/С30+ составляет по меньшей мере 0,35, предпочтительно 0,45, более предпочтительно 0,55.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором продукт с температурой кипения в интервале кипения керосиновой/дизельной фракции имеет интервал кипения 110-400°С, предпочтительно 140-375°С, более предпочтительно 150-360°С.
7. Способ по любому из пп.1-6, в котором конверсия за проход на стадиях (1) и/или (3) материала, кипящего выше 370°С, в материал, кипящий ниже 370°С, составляет 30-70 мас.%, предпочтительно 40-60 мас.%, более предпочтительно около 50 мас.%.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором первую стадии гидрокрекинга/гидроизомеризации проводят при температуре 290-375°С, предпочтительно 310-350°С, давлении 15-200 бар, предпочтительно 2080 бар, более предпочтительно 30-50 бар и ^Ηδν 0,5-3 кг/л/ч, предпочтительно 1-2,5 кг/л/ч.
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором первую и вторую стадии гидрокрекинга/гидроизомеризации объединяют в одном реакторе.
10. Способ по любому из пп.1-8, в котором количество тяжелой фракции, полученной на стадии 2, которую используют на стадии (3) или используют на стадии (3) и рециркулируют на стадию (1), составляет по меньшей мере 70 мас.%, предпочтительно 85 мас.%, более предпочтительно 95 мас.% от общего количества тяжелой фракции и в котором количество тяжелой фракции, полученной на стадии (4), которую используют на стадии (1) и/или на стадии (3), составляет по меньшей мере 70 мас.%, предпочтительно 85 мас.%, более предпочтительно 0,95 мас.% от общего количества тяжелой фракции.
EA200300972A 2001-03-05 2002-03-01 Способ получения средних дистиллятов EA007336B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP01400562 2001-03-05
EP01308293 2001-09-28
PCT/EP2002/002336 WO2002070628A2 (en) 2001-03-05 2002-03-01 Process for the preparation of middle distillates

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200300972A1 EA200300972A1 (ru) 2004-02-26
EA007336B1 true EA007336B1 (ru) 2006-08-25

Family

ID=28793190

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200300972A EA007336B1 (ru) 2001-03-05 2002-03-01 Способ получения средних дистиллятов

Country Status (18)

Country Link
US (1) US6858127B2 (ru)
EP (1) EP1412459B1 (ru)
JP (1) JP4084664B2 (ru)
KR (1) KR20030080077A (ru)
CN (1) CN1692152B (ru)
AR (1) AR032931A1 (ru)
AT (1) ATE368095T1 (ru)
AU (1) AU2002256642B2 (ru)
BR (1) BR0207894A (ru)
CA (1) CA2440048A1 (ru)
DE (1) DE60221399T2 (ru)
DK (1) DK1412459T3 (ru)
EA (1) EA007336B1 (ru)
MX (1) MXPA03007983A (ru)
MY (1) MY129748A (ru)
NO (1) NO20033902L (ru)
NZ (1) NZ527944A (ru)
WO (1) WO2002070628A2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2469072C2 (ru) * 2007-10-15 2012-12-10 Юоп Ллк Способ гидроизомеризации
RU2678443C1 (ru) * 2015-03-02 2019-01-29 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ гидроочистки низкотемпературного дистиллята фишера- тропша, имеющего высокий выход средних дистиллятов

Families Citing this family (62)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6949180B2 (en) * 2002-10-09 2005-09-27 Chevron U.S.A. Inc. Low toxicity Fischer-Tropsch derived fuel and process for making same
DE112004000624T5 (de) * 2003-04-11 2006-02-16 Sasol Technology (Pty.) Ltd., Rosebank Schwefelarmer Dieselkraftstoff und Flugzeugkraftstoff
EP1548088A1 (en) * 2003-12-23 2005-06-29 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process to prepare a haze free base oil
FR2864532B1 (fr) 2003-12-31 2007-04-13 Total France Procede de transformation d'un gaz de synthese en hydrocarbures en presence de sic beta et effluent de ce procede
US7846977B2 (en) * 2004-04-30 2010-12-07 Basf Corporation Processes using a supported catalyst
CN1965059B (zh) * 2004-05-26 2010-06-16 国际壳牌研究有限公司 通过催化裂化费-托产品生产瓦斯油的方法
US20070215519A1 (en) * 2004-05-26 2007-09-20 Jan Lodewijk Maria Dierickx Aliphatic gasoline component and process to prepare said gasoline component
JP2008520786A (ja) 2004-11-18 2008-06-19 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 基油の製造方法
EP1812533B1 (en) 2004-11-18 2011-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a gas oil
WO2006069408A2 (en) * 2004-12-23 2006-06-29 The Petroleum Oil And Gas Corporation Of South Africa (Pty) Ltd Synthetically derived distillate kerosene
WO2006099573A1 (en) 2005-03-16 2006-09-21 Fuelcor Llc Systems, methods, and compositions for production of synthetic hydrocarbon compounds
US20080222945A1 (en) * 2005-09-22 2008-09-18 Japan Oil, Gas And Metals National Method for Producing Hydrocarbon Fuel Oil
AU2005335184B2 (en) * 2005-09-22 2011-01-20 Cosmo Oil Co., Ltd. Method for producing hydrocarbon fuel oil
JP5349736B2 (ja) * 2006-01-30 2013-11-20 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 ワックスの水素化分解方法
MY148376A (en) * 2006-03-30 2013-04-15 Nippon Oil Corp Method for treatment of synthetic oil, process for production of hydrocarbon oil, hydrocarbon oil for hydrogen production, hydrocarbon oil for the smoke point improver for kerosene, and hydrocarbon oil for diesel fuel base
JP5340914B2 (ja) * 2006-03-30 2013-11-13 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ フィッシャー・トロプシュ合成生成物からのプロピレン及びエチレンの製造方法
JP5138586B2 (ja) * 2006-03-30 2013-02-06 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 液体燃料合成システム
RU2418840C2 (ru) * 2006-03-30 2011-05-20 Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. Система синтеза жидкого топлива
WO2008079802A1 (en) * 2006-12-22 2008-07-03 Chevron U.S.A. Inc. Integration of sulfur recovery process with lng and/or gtl processes
EP2135928B1 (en) * 2007-03-30 2013-08-21 Nippon Oil Corporation Lubricant base oil, method for production thereof, and lubricant oil composition
JP5518468B2 (ja) * 2007-03-30 2014-06-11 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 緩衝器用作動油
WO2009072524A1 (ja) 2007-12-05 2009-06-11 Nippon Oil Corporation 潤滑油組成物
US8038869B2 (en) * 2008-06-30 2011-10-18 Uop Llc Integrated process for upgrading a vapor feed
CN101928600B (zh) * 2009-06-25 2013-06-05 中国石油化工股份有限公司 一种生产柴油或柴油调合组分的方法
WO2011110551A1 (en) 2010-03-10 2011-09-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of reducing the toxicity of used lubricating compositions
WO2012135993A1 (zh) * 2011-04-02 2012-10-11 万华实业集团有限公司 由合成气高选择性制备高品质汽油馏分的催化剂及其制备方法
US9376638B2 (en) * 2011-05-27 2016-06-28 Shell Oil Company Multi-stage hydrocracking process for the hydroconversion of hydrocarbonaceous feedstocks
GB201206196D0 (en) 2012-04-05 2012-05-23 Ingengtl Production of liquid hydrocarbons
JP2012211344A (ja) * 2012-08-08 2012-11-01 Jx Nippon Oil & Energy Corp ワックスの水素化分解方法
EP2746367A1 (en) 2012-12-18 2014-06-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare base oil and gas oil
BR112016006763A2 (pt) * 2013-09-30 2017-08-01 Shell Int Research fração de óleo combustível derivado de fischer-tropsch, formulação de fluido funcional, e, uso de uma fração de óleo combustível derivado de fischer-tropsch
WO2015044290A1 (en) * 2013-09-30 2015-04-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch derived gas oil fraction
BR112016006757A2 (pt) * 2013-09-30 2017-08-01 Shell Int Research frações de gasóleo derivado de fischer-tropsch e de formulação de fluido funcional, e, uso de uma fração de gasóleo derivado de fischer-tropsch
KR20160064214A (ko) * 2013-09-30 2016-06-07 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 피셔-트롭쉬 유래 가스유 분획
BR112016006761A2 (pt) * 2013-09-30 2017-08-01 Shell Int Research frações de gasóleo derivado de fischer-tropsch e de formulação de fluido funcional, e, uso de uma fração de gasóleo derivado de fischer-tropsch
CN105593351A (zh) * 2013-09-30 2016-05-18 国际壳牌研究有限公司 费托衍生的气油
US20160215229A1 (en) * 2013-09-30 2016-07-28 Shell Oil Company Fischer-tropsch derived gas oil fraction
BR112016006770A2 (pt) * 2013-09-30 2017-08-01 Shell Int Research fração de gasóleo derivado de fischer-tropsch, formulação de fluido funcional, e, uso de uma fração de gasóleo derivado de fischer-tropsch
KR20170010782A (ko) 2014-05-19 2017-02-01 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 고 순도 피셔-트롭쉬 가스유 분획물의 제조 방법
JP2017519062A (ja) 2014-05-19 2017-07-13 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 精製フィッシャー−トロプシュ軽油画分を調製するための方法
US20170218282A1 (en) 2014-05-19 2017-08-03 Shell Oil Company Process for preparing a high purity fischer-tropsch gasoil fraction
JP2017519061A (ja) 2014-05-19 2017-07-13 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 高純度フィッシャー−トロプシュ軽油画分を調製するための方法
WO2015181124A1 (en) 2014-05-28 2015-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch gasoil fraction
CN106414670A (zh) 2014-05-28 2017-02-15 国际壳牌研究有限公司 费‑托气油馏分
US20170190979A1 (en) * 2014-05-28 2017-07-06 Shell Oil Company Fischer-tropsch gasoil fraction
WO2015181114A1 (en) 2014-05-28 2015-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch gasoil fraction
WO2015181123A1 (en) 2014-05-28 2015-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch gasoil fraction
WO2015181120A1 (en) 2014-05-28 2015-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch gasoil fraction
US20170191007A1 (en) * 2014-05-28 2017-07-06 Shell Oil Company Fischer-tropsch gasoil fraction
WO2015181131A1 (en) 2014-05-28 2015-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fischer-tropsch gasoil fraction
KR20170010769A (ko) * 2014-05-28 2017-02-01 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 피셔-트롭쉬 가스유 분획물
CA2962095C (en) * 2014-09-23 2023-02-21 Dow Global Technologies Llc Forming light hydrocarbons
RU2648331C2 (ru) * 2014-12-26 2018-03-23 ИНФРА ИксТиЭл ТЕКНОЛОДЖИ ЛИМИТЕД Способ получения синтетических жидких углеводородов из природного газа
EP3040403A1 (en) 2014-12-31 2016-07-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a paraffin wax
CN107109248A (zh) 2014-12-31 2017-08-29 国际壳牌研究有限公司 制备固体石蜡的方法
JP2018505268A (ja) 2014-12-31 2018-02-22 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎ Ｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ 重質パラフィン蝋を製造するプロセス
EP3040402A1 (en) 2014-12-31 2016-07-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a paraffin wax
US10689587B2 (en) * 2017-04-26 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for conversion of crude oil
EP3746527B1 (en) * 2018-01-10 2023-06-07 Steeper Energy ApS Process for upgrading oxygen containing renewable oil
GB201811914D0 (en) 2018-07-20 2018-09-05 Univ Cape Town Low pressure hydrocracking process for the production of a high yield of middle distillates from a high boiling hydrocarbon feedstock
CN110033409B (zh) * 2019-04-18 2021-04-23 中国科学技术大学 一种迭代最近点刚性注册方法及系统
KR102365335B1 (ko) 2019-12-12 2022-02-18 한국화학연구원 합성가스로부터 가솔린 범위의 액상 탄화수소 혼합물을 제조하는 방법

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4579986A (en) 1984-04-18 1986-04-01 Shell Oil Company Process for the preparation of hydrocarbons
US4857559A (en) * 1987-10-23 1989-08-15 Gas-To-Oil, Inc. Process for production of hydrocarbons
US4832819A (en) * 1987-12-18 1989-05-23 Exxon Research And Engineering Company Process for the hydroisomerization and hydrocracking of Fisher-Tropsch waxes to produce a syncrude and upgraded hydrocarbon products
IT218931Z2 (it) 1989-10-31 1992-11-10 Adler Valvola di non ritorno di tipo lamellare a concentrazione di flusso
GB9119504D0 (en) 1991-09-12 1991-10-23 Shell Int Research Process for the preparation of naphtha
GB9119495D0 (en) 1991-09-12 1991-10-23 Shell Int Research Process for the preparation of hydrocarbon fuels
EP0583836B2 (en) 1992-08-18 2002-02-13 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the preparation of hydrocarbon fuels
GB9404191D0 (en) 1994-03-04 1994-04-20 Imperial College Preparations and uses of polyferric sulphate
KR960028124A (ko) * 1994-12-30 1996-07-22 이몬 제이. 월 필름 소스에 의해 생성된 비디오 필드 식별 방법 및 장치
US6296757B1 (en) * 1995-10-17 2001-10-02 Exxon Research And Engineering Company Synthetic diesel fuel and process for its production
US5689031A (en) * 1995-10-17 1997-11-18 Exxon Research & Engineering Company Synthetic diesel fuel and process for its production
US5807413A (en) * 1996-08-02 1998-09-15 Exxon Research And Engineering Company Synthetic diesel fuel with reduced particulate matter emissions
US5814109A (en) * 1997-02-07 1998-09-29 Exxon Research And Engineering Company Diesel additive for improving cetane, lubricity, and stability
IT1292462B1 (it) 1997-07-03 1999-02-08 Agip Petroli Composizione catalitica utile nel processo di fischer-tropsch
NZ504988A (en) 1997-12-30 2001-08-31 Shell Int Research Cobalt and titania based fisher-tropsch catalyst
EP1004746A1 (en) 1998-11-27 2000-05-31 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
AU6333900A (en) * 1999-03-31 2000-11-14 Syntroleum Corporation Fuel-cell fuels, methods, and systems
US6204426B1 (en) * 1999-12-29 2001-03-20 Chevron U.S.A. Inc. Process for producing a highly paraffinic diesel fuel having a high iso-paraffin to normal paraffin mole ratio
WO2001059034A2 (en) * 2000-02-08 2001-08-16 Syntroleum Corporation Multipurpose fuel/additive
US6787022B1 (en) 2000-05-02 2004-09-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Winter diesel fuel production from a fischer-tropsch wax
FR2826974B1 (fr) * 2001-07-06 2007-03-23 Inst Francais Du Petrole Procede de production de distillats moyens par hydroisomerisation et hydrocraquage en 2 etapes de charges issues du procede fischer-tropsch

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2469072C2 (ru) * 2007-10-15 2012-12-10 Юоп Ллк Способ гидроизомеризации
RU2678443C1 (ru) * 2015-03-02 2019-01-29 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ гидроочистки низкотемпературного дистиллята фишера- тропша, имеющего высокий выход средних дистиллятов

Also Published As

Publication number Publication date
WO2002070628A2 (en) 2002-09-12
EP1412459B1 (en) 2007-07-25
NO20033902L (no) 2003-11-04
CA2440048A1 (en) 2002-09-12
US6858127B2 (en) 2005-02-22
JP2004536894A (ja) 2004-12-09
CN1692152B (zh) 2012-03-07
JP4084664B2 (ja) 2008-04-30
ATE368095T1 (de) 2007-08-15
US20040074810A1 (en) 2004-04-22
AU2002256642B2 (en) 2006-10-05
DE60221399T2 (de) 2008-04-17
DK1412459T3 (da) 2007-11-26
EP1412459A2 (en) 2004-04-28
WO2002070628A3 (en) 2004-02-26
MXPA03007983A (es) 2003-12-04
AR032931A1 (es) 2003-12-03
MY129748A (en) 2007-04-30
CN1692152A (zh) 2005-11-02
EA200300972A1 (ru) 2004-02-26
DE60221399D1 (de) 2007-09-06
BR0207894A (pt) 2004-06-22
KR20030080077A (ko) 2003-10-10
NZ527944A (en) 2006-03-31
NO20033902D0 (no) 2003-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007336B1 (ru) Способ получения средних дистиллятов
AU2002256642A1 (en) Process for the preparation of middle distillates
CA2068026C (en) A process for the production of isoparaffins
US4594468A (en) Process for the preparation of middle distillates from syngas
JP4384815B2 (ja) フィッシャー−トロプシュワックスの水素異性化油をＰｔ／Ｈ−モルデナイトにより脱ロウして製造されるイソパラフィン基油
NL1021320C2 (nl) Werkwijze voor het omzetten van synthesegas in koolwaterstofhoudende producten.
US4832819A (en) Process for the hydroisomerization and hydrocracking of Fisher-Tropsch waxes to produce a syncrude and upgraded hydrocarbon products
US4097364A (en) Hydrocracking in the presence of water and a low hydrogen partial pressure
US4471145A (en) Process for syngas conversions to liquid hydrocarbon products utilizing zeolite Beta
RU2542366C2 (ru) Способ конверсии парафинового сырья
US6765025B2 (en) Process for direct synthesis of diesel distillates with high quality from synthesis gas through Fischer-Tropsch synthesis
CA2466157C (en) Fischer tropsch composition and process
AU2002337372B2 (en) Olefins production process
US20230340334A1 (en) Processes for the production of liquid fuels from carbon containing feedstocks, related systems and catalysts
AU2003303461A1 (en) A process for the preparation of detergents
CN100430347C (zh) 制备含硫的蒸汽裂化器原料的方法
US10793790B2 (en) Storage of Fischer-Tropsch effluents
JP2006518404A (ja) 洗剤化合物の製造方法
ZA200306842B (en) Process for the preparation of middle distillates.
AU2002341187B2 (en) Fischer Tropsch composition and process
BR112019009518A2 (pt) processos para a produção de combustíveis líquidos a partir de matérias-primas que contêm carbono e sistemas relacionados
AU2002341187A1 (en) Fischer Tropsch composition and process

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ

QZ4A Registered corrections and amendments in a licence
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU