EA019078B1 - Способ повышения качества синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза фишера-тропша, и смешанной сырой нефти - Google Patents

Способ повышения качества синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза фишера-тропша, и смешанной сырой нефти Download PDF

Info

Publication number
EA019078B1
EA019078B1 EA201170971A EA201170971A EA019078B1 EA 019078 B1 EA019078 B1 EA 019078B1 EA 201170971 A EA201170971 A EA 201170971A EA 201170971 A EA201170971 A EA 201170971A EA 019078 B1 EA019078 B1 EA 019078B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
crude oil
synthetic oil
mixed
hydroisomerized
Prior art date
Application number
EA201170971A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170971A1 (ru
Inventor
Юити Танака
Original Assignee
Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Инпекс Корпорейшн
ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН
Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.
Космо Ойл Ко., Лтд.
Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд.
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
Application filed by Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн, Инпекс Корпорейшн, ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН, Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд., Космо Ойл Ко., Лтд., Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. filed Critical Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Publication of EA201170971A1 publication Critical patent/EA201170971A1/ru
Publication of EA019078B1 publication Critical patent/EA019078B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • C10G2/34—Apparatus, reactors
    • C10G2/342—Apparatus, reactors with moving solid 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
    • 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
    • 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
    • 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/54—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed
    • C10G3/55—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds
    • C10G3/56—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds suspended in the oil, e.g. slurries, ebullated beds
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • 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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/304—Pour point, cloud point, cold flow properties
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

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

Abstract

Способ переработки синтетической нефти, синтезируемой по реакции синтеза Фишера-Тропша, включающий этап гидроизомеризации, на котором синтетическую нефть гидроизомеризуют, чтобы удалить из нее спирты и олефины, и по меньшей мере часть н-парафинов, имеющих 5 или более атомов углерода, превращают в изопарафины, чтобы таким образом получить гидроизомеризованную синтетическую нефть; этап смешивания сырой нефти, на котором гидроизомеризованную синтетическую нефть смешивают с сырой нефтью, чтобы получить смешанную сырую нефть; этап перемещения смешанной сырой нефти, на котором смешанную сырую нефть перемещают в устройство перегонки сырой нефти нефтеперерабатывающего предприятия; и этап нефтепереработки смешанной сырой нефти, на котором перемещенную сырую нефть обрабатывают в нефтеперерабатывающем оборудовании нефтеперерабатывающего предприятия, включающем устройство перегонки сырой нефти.

Description

(57) Способ переработки синтетической нефти, синтезируемой по реакции синтеза Фишера-Тропша, включающий этап гидроизомеризации, на котором синтетическую нефть гидроизомеризуют, чтобы удалить из нее спирты и олефины, и по меньшей мере часть н-парафинов, имеющих 5 или более атомов углерода, превращают в изопарафины, чтобы таким образом получить гидроизомеризованную синтетическую нефть; этап смешивания сырой нефти, на котором гидроизомеризованную синтетическую нефть смешивают с сырой нефтью, чтобы получить смешанную сырую нефть; этап перемещения смешанной сырой нефти, на котором смешанную сырую нефть перемещают в устройство перегонки сырой нефти нефтеперерабатывающего предприятия; и этап нефтепереработки смешанной сырой нефти, на котором перемещенную сырую нефть обрабатывают в нефтеперерабатывающем оборудовании нефтеперерабатывающего предприятия, включающем устройство перегонки сырой нефти.
Область техники
Настоящее изобретение относится к способу повышения качества ФТ-синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза Фишера-Тропша для получения жидких топлив, таких как нафта, керосин, газойль и мазут, и различных продуктов, таких как парафин и гудрон; и смешанной сырой нефти, получаемой смешиванием ФТ-синтетической нефти и сырой нефти.
Испрашивается приоритет по японской патентной заявке № 2009-020856, поданной 30 января 2009 г., содержание которой включено здесь ссылкой.
Уровень техники
В качестве одного из способов синтезирования жидких топлив из природного газа недавно была разработана технология СТЬ (от газа до жидкости: синтез жидкого топлива) преобразования природного газа с получением синтез-газа, содержащего в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2), синтезирования синтетической нефти (в дальнейшем называемой ФТ-синтетическая нефть), состоящей из смеси углеводородов, посредством использования этого синтез-газа в качестве исходного газа для реакции синтеза Фишера-Тропша (в дальнейшем называемой также реакция ФТ-синтеза) и последующей гидропереработки и фракционирования ФТсинтетической нефти для получения жидких топлив и других продуктов, таких как нафта (сырой бензин), керосин, газойль и парафин. Поскольку жидкотопливные продукты, использующие такую ФТсинтетическую нефть в качестве исходного сырья, имеют высокое содержание парафинов и почти не содержат серосодержащих компонентов, например, как показано в патентном документе 1, то жидкотопливные продукты привлекают внимание как экологически безопасное топливо. Однако поскольку требуются специальные устройства для того, чтобы получать жидкотопливные продукты из ФТсинтетической нефти, то использование ФТ-синтетической нефти ограничено.
Дополнительно, поскольку ФТ-синтетическая нефть, получаемая реакцией ФТ-синтеза, содержит множество нормальных парафинов и имеет то свойство, что температура ее застывания высока, а текучесть низка, то невозможно перемещать ФТ-синтетическую нефть прокачиванием и т.п. при температуре окружающей среды, и транспортировать ФТ-синтетическую нефть трудно. Таким образом, патентный документ 2 предлагает технологию смешивания такой ФТ-синтетической нефти (ФТ-парафина) с сырой нефтью при конкретной температуре, с осуществлением тем самым равномерного диспергирования ФТпарафина в сырой нефти в виде мелких кристаллов, формирования смеси, которую можно перекачивать при температуре окружающей среды, и затем транспортирования этой смеси.
Список ссылок
Патентный документ 1: японская нерассмотренная патентная публикация № 2004-323626.
Патентный документ 2: японский перевод патентной публикации РСТ № 2003-531008.
Сущность изобретения
Техническая проблема.
Между тем, несмотря на то что обычная сырая нефть имеет отклонения в зависимости от разбуриваемого участка, как показано на фиг. 6, содержание нормальных парафинов имеет тенденцию быть относительно маленьким. С другой стороны, большая часть вышеописанной ФТ-синтетической нефти, как показано на фиг. 3, состоит из нормальных парафинов, за исключением небольшого количества олефинов и спиртов, которые являются побочными продуктами реакции ФТ-синтеза. По этой причине в случае, когда данную ФТ-синтетическую нефть смешивают с сырой нефтью в неизменном виде, то свойства смешанной сырой нефти сильно отличаются от свойств исходной сырой нефти. В результате, в случае, когда эту смешанную сырую нефть перерабатывают на нефтеперерабатывающем предприятии, то ее транспортировка тем же способом, что и обычной нефти, невозможна.
Дополнительно, в смеси, получаемой однородным диспергированием ФТ-парафина в сырой нефти в виде мелких кристаллов, которая раскрыта в патентном документе 2, температура застывания повышается сильно по сравнению с сырой нефтью, даже в случае, когда ФТ-парафин смешан в соотношении выше 10% по отношению к сырой нефти, как описано в табл. 1 патентного документа 2. Соответственно в смеси, в которой ФТ-синтетическая нефть смешана при высоком соотношении смешения, перемещение ФТ-синтетической нефти при температуре окружающей среды на практике затруднительно. Дополнительно в случае, когда эту смесь перемещают во время нагревания, температура смеси должна поддерживаться при температуре ниже, чем температура растворения диспергированных ФТ-парафиновых кристаллов, требуется регулирование температуры в пределах узкого диапазона и транспортировка затруднена. В дополнение, эта технология не основана на предположении, что ФТ-парафин превращают в жидкие топлива, но что ФТ-парафин после транспортирования используют в виде парафина, за счет наилучшего использования той особенности, что ФТ-парафин является твердым.
Настоящее изобретение было сделано, принимая во внимание вышеупомянутые обстоятельства, и его цель - обеспечить способ повышения качества ФТ-синтетической нефти, способный производить жидкие топлива и другие продукты из ФТ-синтетической нефти, получаемой реакцией ФТ-синтеза, путем использования устройств существующего нефтеперерабатывающего предприятия, без потребности в крупномасштабных специальных устройствах; и смешанной сырой нефти, состоящей из ФТсинтетической нефти с высоким содержанием, и сырой нефти, способной перерабатываться в устройст
- 1 019078 вах вышеуказанного нефтеперерабатывающего предприятия.
Решение проблемы
Для того чтобы решить вышеуказанную проблему и достичь такой цели, настоящее изобретение предлагает следующие способы.
Способ повышения качества синтетической нефти настоящего изобретения является способом повышения качества синтетической нефти, синтезируемой в реакции синтеза Фишера-Тропша. Способ включает этап гидроизомеризации с гидроизомеризацией синтетической нефти для превращения по меньшей мере части нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более в изопарафины, а также для удаления спиртов и олефинов и для получения гидроизомеризованной синтетической нефти; этап смешивания сырой нефти, т.е. перемешивания гидроизомеризованной синтетической нефти с сырой нефтью для получения смешанной сырой нефти; этап перемещения смешанной сырой нефти, т.е. перемещения смешанной сырой нефти в установку перегонки нефтеперерабатывающего предприятия; и этап переработки смешанной сырой нефти - обработки перемещенной смешанной сырой нефти в нефтеперерабатывающих устройствах нефтеперерабатывающего предприятия, включающих, по меньшей мере, установку перегонки сырой нефти.
В способе повышения качества синтетической нефти, имеющем данную конфигурацию, ФТсинтетическую нефть гидроизомеризуют так, что по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращаются в изопарафины, а также удаляются спирты и парафины, входящие в ФТ-синтетическую нефть, и получают гидроизомеризованную синтетическую нефть. Таким образом, возможно регулировать соотношение содержания нормальных парафинов и изопарафинов в гидроизомеризованной синтетической нефти путем управления степенью гидроизомеризации. По этой причине возможно снизить температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти, ФТсинтетическая нефть может смешиваться с сырой нефтью в произвольном соотношении при температуре окружающей среды, и можно предотвратить сильное отличие свойств смешанной сырой нефти, получаемой смешиванием ФТ-синтетической нефти с сырой нефтью, от свойств исходной сырой нефти. Также, поскольку смешанную сырую нефть перемещают в установку перегонки сырой нефти нефтеперерабатывающего предприятия, то возможно получать жидкие топлива, такие как бензин, керосин, газойль и мазут, и различные продукты, такие как парафин и гудрон, посредством обычной переработки на нефтеперерабатывающем предприятии из смешанной сырой нефти, т.е. не напрямую из ФТ-синтетической нефти.
В данном случае на этапе гидроизомеризации температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти может быть установлена равной 60°С или ниже.
В этом случае гидроизомеризованная синтетическая нефть, получаемая гидроизомеризацией ФТсинтетической нефти, сохраняет жидкое состояние даже при температуре, близкой к температуре окружающей среды, так что обеспечивается текучесть и значительно улучшается удобство транспортировки. Дополнительно, если температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти равна 60°С или ниже, то возможно транспортировать гидроизомеризованную синтетическую нефть обычным сохраняющим тепло судном.
Дополнительно, если температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти равна 40°С или ниже, то возможно смешивать гидроизомеризованную синтетическую нефть с жидкой сырой нефтью в произвольном соотношении при температуре окружающей среды. Более того, если температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти равна 30°С или ниже, то возможно транспортировать гидроизомеризованную синтетическую нефть в неизменном виде в виде жидкости при температуре окружающей среды.
В дополнение, в данном случае температура застывания означает температуру застывания, измеренную способом, основанным на Л8 К 2269.
Дополнительно, предпочтительно, чтобы на этапе гидроизомеризации содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливалось равным 40 мас.% или менее, исходя из массы гидроизомеризованной синтетической нефти.
В этом случае, поскольку содержание нормальных парафинов сокращается, то возможно снижать температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти, ФТ-синтетическую нефть можно смешивать с сырой нефтью в произвольном соотношении при температуре окружающей среды, можно предотвращать сильное отличие свойств смешанной сырой нефти, получаемой смешиванием ФТсинтетической нефти с сырой нефтью, от свойств исходной сырой нефти, и переработка на нефтеперерабатывающем предприятии может быть выполнена надлежащим образом.
В дополнение, температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти может быть установлена равной 60°С или ниже путем установления содержания нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти равным 40 мас.% или менее. Более того, температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти может устанавливаться равной 30°С или ниже путем установления содержания нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти равным 20 мас.% или менее.
Смешанная сырая нефть согласно настоящему изобретению является смешанной сырой нефтью,
- 2 019078 получаемой смешиванием синтетической нефти, синтезируемой реакцией синтеза Фишера-Тропша, с сырой нефтью. В данном случае гидроизомеризованную синтетическую нефть, получаемую гидроизомеризацией синтетической нефти, в которой по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращена в изопарафины, а также удалены спирты и олефины, смешивают с сырой нефтью.
В смешанной сырой нефти, имеющей такой состав, гидроизомеризованную синтетическую нефть, в которой по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращена в изопарафины, а также удалены спирты и олефины в ФТ-синтетической нефти, смешивают с сырой нефтью. Таким образом, гидроизомеризованная синтетическая нефть может быть смешана в произвольном соотношении при температуре окружающей среды, и можно предотвратить сильное отличие свойств смешанной сырой нефти от свойств исходной сырой нефти. Соответственно, возможно осуществлять нормальную обработку на нефтеперерабатывающем предприятии, тем самым получая жидкие топлива, такие как нафта, керосин, газойль и мазут, и различные продукты, такие как парафин и гудрон.
В данном случае температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти может быть равной 60°С или ниже.
Дополнительно, содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти может быть равным 40 мас.% или менее.
Полезные эффекты изобретения
Согласно настоящему изобретению возможно обеспечить способ повышения качества ФТсинтетической нефти, способный производить жидкие топлива и другие продукты из ФТ-синтетической нефти, с использованием устройств существующего нефтеперерабатывающего предприятия, без потребности в крупномасштабных специализированных устройствах, и возможно обеспечить смешанную сырую нефть, состоящую из ФТ-синтетической нефти с высоким содержанием и сырой нефти, способную перерабатываться в оборудовании вышеуказанного нефтеперерабатывающего предприятия.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - блок-схема, показывающая способ повышения качества ФТ-синтетической нефти согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 2 - принципиальная схема, показывающая общую конфигурацию системы синтеза углеводородов, используемой для способа повышения качества ФТ-синтетической нефти согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 3 - пояснительное изображение, показывающее состав ФТ-синтетической нефти.
Фиг. 4 - пояснительное изображение, показывающее состав гидроизомеризованной синтетической нефти.
Фиг. 5А - изображение, показывающее состав ФТ-синтетической нефти перед гидроизомеризацией для объяснения изменения в составе перед и после гидроизомеризации.
Фиг. 5В - изображение, показывающее состав гидроизомеризованной синтетической нефти после гидроизомеризации для объяснения изменения в составе перед и после гидроизомеризации.
Фиг. 6 - пояснительное изображение, показывающее пример состава сырой нефти.
Фиг. 7 - пояснительное изображение, показывающее состав смешанной сырой нефти (содержание гидроизомеризованной синтетической нефти равно 50 мас.%), получаемой смешиванием гидроизомеризованной синтетической нефти и сырой нефти.
Фиг. 8 - график, показывающий зависимость между содержанием нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти и ее температурой застывания.
Фиг. 9 - пояснительное изображение, показывающее состав смешанной сырой нефти (содержание гидроизомеризованной синтетической нефти равно 90 мас.%), получаемой смешиванием гидроизомеризованной синтетической нефти и сырой нефти.
Фиг. 10 - пояснительное изображение, показывающее состав смешанной сырой нефти (содержание гидроизомеризованной синтетической нефти равно 10 мас.%), получаемой смешиванием гидроизомеризованной сырой нефти и сырой нефти.
Описание варианта осуществления
В дальнейшем будет описан предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи. В способе повышения качества ФТ-синтетической нефти и смешанной сырой нефти согласно настоящему изобретению используют ФТ-синтетическую нефть, которую получают посредством производства синтез-газа, содержащего в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2), из природного газа и посредством осуществления реакции ФТ-синтеза, используя этот синтез-газ в качестве исходного газа.
Прежде всего, основные принципы способа повышения качества ФТ-синтетической нефти, т.е. вариант осуществления настоящего изобретения, будут описаны со ссылкой на блок-схему, показанную на фиг. 1.
Сначала природный газ преобразуют с получением синтез-газа, содержащего в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2) (этап 81 получения
- 3 019078 синтез-газа).
Реакцию ФТ-синтеза осуществляют, используя синтез-газ (СО+Н2) в качестве исходного сырья, таким образом синтезируя ФТ-синтетическую нефть (этап 82 реакции ФТ-синтеза).
Гидроизомеризацию применяют к синтезированной ФТ-синтетической нефти посредством использования газообразного водорода и катализатора так, что по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращается в изопарафины, а также удаляются спирты и олефины, входящие в ФТ-синтетическую нефть, и получается гидроизомеризованная синтетическая нефть (этап 83 гидроизомеризации). В настоящем варианте осуществления температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равной 60°С или ниже, а содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равным 40 мас.% или менее в расчете на массу гидроизомеризованной синтетической нефти.
В дополнение, устройство гидроизомеризации, осуществляющее этап 83 гидроизомеризации, может быть установлено, например, после обычной установки ФТ-синтеза, установленной на берегу, после установки ФТ-синтеза, установленной совместно на платформе морского месторождения природного газа, или на танкере, используемом при транспортировке ФТ-синтетической нефти и сырой нефти.
Далее эту гидроизомеризованную синтетическую нефть и сырую нефть (ископаемую сырую нефть), добываемую из земли или подобную, смешивают вместе для получения смешанной сырой нефти (этап 84 смешивания сырой нефти). Здесь соотношение смешивания гидроизомеризованной синтетической нефти в смешанной сырой нефти может быть установлено произвольно. Однако в настоящем варианте осуществления содержание гидроизомеризованной синтетической нефти, исходя из массы смешанной сырой нефти, устанавливают равным 50 мас.%. В данном случае, несмотря на то что способ смешивания гидроизомеризованной синтетической нефти и сырой нефти специально не ограничен, могут применяться произвольные способы, которые обычно осуществляют, такие как, например, поточное смешивание и смешивание в резервуаре.
Получаемую смешанную сырую нефть перемещают в установку перегонки сырой нефти 91 на нефтеперерабатывающем предприятии, которая будет описана ниже (этап 85 перемещения сырой нефти). В данном случае, хотя способ перемещения сырой нефти специально не ограничен, но могут применяться способы, которые обычно осуществляют, такие как, например, трубопроводный транспорт на берег и танкерный транспорт.
В установке перегонки сырой нефти 91 смешанную сырую нефть подвергают фракционной перегонке, и полученные соответствующие фракции перерабатывают, если необходимо, в различных устройствах нефтеперерабатывающего предприятия, тем самым получая различные продукты (этап 86 переработки смешанной сырой нефти).
В данном способе из ФТ-синтетической нефти получают жидкие топлива, такие как нафта, керосин, газойль и мазут, и различные продукты, такие как парафин и гудрон.
Далее со ссылкой на фиг. 2 будут описаны общая компоновка и этапы системы повышения качества ФТ-синтетической нефти 1, в которой используют способ повышения качества ФТ-синтетической нефти и смешанной сырой нефти, который является вариантом осуществления настоящего изобретения.
Как показано на фиг. 2, система 1 повышения качества ФТ-синтетической нефти согласно настоящему изобретению включает блок получения синтез-газа 3, блок ФТ-синтеза, блок получения смешанной сырой нефти 8 и блок нефтепереработки 9.
Блок получения синтез-газа 3 преобразует природный газ, который является углеводородным исходным сырьем, с получением синтез-газа, содержащего газообразный монооксид углерода и газообразный водород. Т.е. блок получения синтез-газа 3 является блоком, который на фиг. 1 отражает этап 81 получения синтез-газа.
Блок ФТ-синтеза 5 синтезирует жидкие углеводороды посредством реакции ФТ-синтеза из полученного синтез-газа. Т.е. блок ФТ-синтеза 5 является блоком, который на фиг. 1 отражает этап 82 ФТсинтеза.
Блок получения смешанной сырой нефти 8 гидроизомеризует ФТ-синтетическую нефть, синтезируемую по реакции ФТ-синтеза, с получением гидроизомеризованной синтетической нефти и смешивает эту гидроизомеризованную синтетическую нефть с сырой нефтью с получением смешанной сырой нефти. Т.е. блок получения смешанной сырой нефти 8 является блоком, который на фиг. 1 отражает этап 83 гидроизомеризации, этап 84 смешивания сырой нефти и этап 85 перемещения смешанной сырой нефти.
Блок нефтепереработки 9 перерабатывает вышеуказанную сырую нефть с получением жидких топлив, таких как нафта, керосин, газойль и мазут, и различных продуктов, таких как парафин и гудрон. Т.е. блок нефтепереработки 9 является блоком, который на фиг. 1 отражает этап 86 переработки смешанной сырой нефти.
В дальнейшем будут описаны компоненты этих соответствующих блоков.
Блок получения синтез-газа 3 в основном включает реактор обессеривания 10, установку риформинга 12, котел-утилизатор 14, парожидкостные сепараторы 16 и 18, узел удаления СО2 20 и сепаратор водорода 26.
Реактор обессеривания 10 состоит, например, из гидродесульфуратора и выделяет серосодержащие
- 4 019078 компоненты из природного газа, который является исходным сырьем.
Установка риформинга 12 преобразует природный газ, подаваемый из реактора обессеривания 10, с получением синтез-газа, содержащего в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2).
Котел-утилизатор 14 рекуперирует отходящее тепло синтез-газа, производимого в установке риформинга 12, чтобы генерировать пар высокого давления.
Парожидкостной сепаратор 16 разделяет воду, нагреваемую посредством теплообмена с синтезгазом в котле-утилизаторе 14, на газ (пар высокого давления) и жидкость.
Парожидкостной сепаратор 18 выделяет сконденсированные компоненты из синтез-газа, охлажденного в котле-утилизаторе 14, и подает газовый компонент в установку удаления СО2 20.
Узел удаления СО2 20 имеет абсорбционную башню 22, которая выделяет газообразный диоксид углерода из синтез-газа, подаваемого из парожидкостного сепаратора 18, посредством применения абсорбента, и регенерационную башню 24, которая отпаривает газообразный диоксид углерода из абсорбента, содержащего газообразный диоксид углерода, чтобы регенерировать абсорбент.
Сепаратор водорода 26 отделяет часть газообразного водорода, входящего в синтез-газ, в котором газообразный диоксид углерода отделен с помощью узла удаления СО2 20.
Здесь необходимо отметить, что вышеуказанный узел удаления СО2 устанавливают необязательно, в зависимости от обстоятельств.
Блок ФТ-синтеза 5 в основном включает, например, барботажный колонный реактор (реактор синтеза углеводородов типа барботажной колонны) 30, парожидкостной сепаратор 36 и парожидкостной сепаратор 38.
Барботажный колонный реактор 30, который является примером реактора, который синтезирует жидкие углеводороды из синтез-газа, функционирует как реактор ФТ-синтеза, который синтезирует жидкие углеводороды (ФТ-синтетическую нефть) из синтез-газа посредством реакции ФТ-синтеза. Барботажный колонный реактор 30 включает, например, реактор с взвешенным слоем типа барботажной колонны, в котором суспензия, имеющая твердые частицы катализатора, суспендированные в жидких углеводородах (продукте реакции ФТ-синтеза), содержится внутри емкости колонного типа. Барботажный колонный реактор 30 осуществляет реакцию синтез-газа (газообразный монооксид углерода и газообразный водород), получаемого в вышеуказанном блоке получения синтез-газа 3, синтезируя жидкие углеводороды.
Парожидкостной сепаратор 34 разделяет воду, циркулирующую и нагреваемую посредством теплообменной трубы 32, расположенной в барботажном колонном реакторе 30, на пар (пар среднего давления) и жидкость.
Сепаратор 36 разделяет частицы катализатора и жидкие углеводороды в суспензии, содержащейся внутри барботажного колонного реактора 30.
Парожидкостной сепаратор присоединен к вершине барботажного колонного реактора 30, чтобы охлаждать непрореагировавший синтез-газ и газообразные углеводородные продукты.
Блок получения смешанной сырой нефти 8, главным образом, включает резервуар для хранения 81, реактор гидроизомеризации 82, секцию подачи сырой нефти 83 и резервуар смешения 84.
Резервуар для хранения 81 присоединен к сепаратору 36 и парожидкостному сепаратору 38 блока ФТ-синтеза 5 и хранит тяжелый компонент ФТ-синтетической нефти, отводимый из сепаратора 36, и легкий компонент ФТ-синтетической нефти, отводимый из парожидкостного сепаратора 38.
Реактор гидроизомеризации 82 гидроизомеризует ФТ-синтетическую нефть, подаваемую из резервуара для хранения 81, с получением гидроизомеризованной синтетической нефти.
Секция подачи сырой нефти 83 подводит сырую нефть (ископаемую сырую нефть), извлеченную из земли или т.п., в резервуар смешения 84.
Резервуар смешения 84 смешивает гидроизомеризованную синтетическую нефть, вводимую из реактора гидроизомеризации 82, с сырой нефтью, вводимой из секции подачи сырой нефти 83.
Блок нефтепереработки 9, который является обычным нефтеперерабатывающим устройством, которое перерабатывает сырую нефть, обрабатывает сырую нефть с получением жидких топлив, таких как нафта, керосин, газойль и мазут, и различных продуктов, таких как парафин и гудрон. Блок нефтепереработки 9 снабжен установкой перегонки сырой нефти 91, в которой осуществляется фракционная перегонка углеводородных соединений с различным составом согласно температурам кипения. Также, хотя и не показано, установлена группа установок переработки, которая перерабатывает различные углеводородные фракции, фракционированные в установке перегонки сырой нефти 91.
Далее будут описаны этапы получения жидких топлив, таких как нафта, керосин, газойль и мазут, и различных продуктов, таких как парафин и гудрон, из природного газа посредством системы повышения качества ФТ-синтетической нефти 1, имеющей конфигурацию, описанную выше.
Природный газ (главным компонентом которого является СН4) в качестве углеводородного исходного сырья подают в систему повышения качества ФТ-синтетической нефти 1 из внешнего источника подачи природного газа (не показано), такого как месторождение природного газа или газоперерабатывающего завода. Вышеуказанный блок получения синтез-газа 3 преобразует этот природный газ с полу
- 5 019078 чением синтез-газа (смешанный газ, содержащий в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода и газообразный водород).
Сначала вышеуказанный природный газ подают в реактор обессеривания 10 наряду с газообразным водородом, отделенным сепаратором водорода 26. Реактор обессеривания 10 превращает серосодержащие компоненты, содержащиеся в природном газе, с использованием газообразного водорода, в сероводород посредством катализатора гидрообессеривания, адсорбирует и удаляет полученный сероводород посредством, например, ΖηΟ. За счет заблаговременного обессеривания природного газа этим способом катализатор, используемый в установке риформинга 12, барботажном колонном реакторе 30 или подобном, может быть защищен от дезактивации из-за серосодержащих компонентов.
Природный газ, обессеренный этим способом, подают в установку риформинга 12, после смешивания с газообразным диоксидом углерода (СО2), подаваемым из источника подачи диоксида углерода (не показано), и паром, генерированным в котле-утилизаторе 14. Установка риформинга 12 преобразует природный газ за счет использования диоксида углерода и пара с получением высокотемпературного синтез-газа, содержащего в качестве главных компонентов газообразный монооксид углерода и газообразный водород, например способом риформинга паром и газообразным диоксидом углерода.
Высокотемпературный синтез-газ (например, 900°С, 2,0 МПа изб.), полученный в установке риформинга 12 этим способом, подают в котел-утилизатор 14 и охлаждают (например, до 400°С) путем теплообмена с водой, которая циркулирует через котел-утилизатор 14. В это время воду, нагретую синтез-газом в котле-утилизаторе 14, подают в парожидкостной сепаратор 16. Из этого парожидкостного сепаратора 16 газовый компонент подают в установку риформинга 12 или другое внешнее оборудование в качестве пара высокого давления (например, от 3,4 до 10,0 МПа изб.), а воду в качестве жидкого компонента возвращают в котел-утилизатор 14. Таким образом, рекуперируют отходящее тепло от высокотемпературного синтез-газа.
Тем временем синтез-газ, охлажденный в котле-утилизаторе 14, подают в абсорбционную башню 22 установки удаления СО2 или барботажный колонный реактор 30, после того как сконденсированные фракции отделяют и удаляют парожидкостным сепаратором 18. Абсорбционная башня 22 абсорбирует газообразный диоксид углерода, содержащийся в синтез-газе, внутри содержащегося абсорбента, чтобы отделить газообразный диоксид углерода от синтез-газа. Абсорбент, содержащий газообразный диоксид углерода внутри этой абсорбционной башни 22, вводят в регенерационную башню 24, абсорбент, содержащий газообразный диоксид углерода, подвергают отпарной обработке, например нагреванием паром, и отпаренный газообразный диоксид углерода подводят в установку риформинга 12 из регенерационной башни 24 и повторно используют для вышеуказанной реакции риформинга.
Синтез-газ, полученный в блоке получения синтез-газа 3 в данном способе, подают в барботажный колонный реактор 30 вышеуказанного блока ФТ-синтеза 5. В это время соотношение состава синтез-газа, поданного в барботажный колонный реактор 30, устанавливают до соотношения состава, подходящего для реакции ФТ-синтеза (например, Н2:СО2=2:1 (молярное отношение)).
Дополнительно часть синтез-газа, в котором газообразный диоксид углерода был отделен вышеуказанной установкой выделения СО2 20, также подают в сепаратор водорода 26. Сепаратор водорода 26 отделяет газообразный водород, содержащийся в синтез-газе, посредством адсорбции и десорбции (водородная Р8А), используя разницу давления. Отделенный водород непрерывно подают из газгольдера (не показано) или т.п. посредством компрессора (не показано) в различные водородпотребляющие реакторы (например, реактор обессеривания 10, реактор гидроизомеризации 82 и т.п.), которые осуществляют заданные реакции, использующие водород в пределах системы повышения качества ФТсинтетической нефти 1.
Далее вышеуказанный блок ФТ-синтеза 5 синтезирует жидкие углеводороды (ФТ-синтетическую нефть) посредством реакции ФТ-синтеза из синтез-газа, полученного в вышеуказанном блоке получения синтез-газа 3.
Синтез-газ, полученный в вышеуказанном блоке получения синтез-газа 3, протекает в нижнюю часть барботажного колонного реактора 30 и поднимается сквозь суспензию, содержащуюся в барботажном колонном реакторе 30. В это время внутри барботажного колонного реактора 40 газообразный монооксид углерода и газообразный водород, которые содержатся в синтез-газе, реагируют друг с другом посредством упоминавшейся выше реакции ФТ-синтеза, тем самым генерируя углеводороды. Кроме того, посредством циркуляции воды по теплообменной трубе 32 барботажного колонного реактора 30 во время этой реакции синтеза выделяется реакционное тепло реакции ФТ-синтеза, и вода, нагретая посредством этого теплообмена, испаряется в пар. Что касается этого пара, то вода, сжиженная в парожидкостном сепараторе 34, возвращается в теплообменную трубу 32, а газовый компонент подают во внешние устройства в качестве пара среднего давления (например, от 1,0 до 2,5 МПа изб.).
Жидкие углеводороды, синтезированные в барботажном колонном реакторе 30 в этом способе, вводят в сепаратор наряду с частицами катализатора в виде суспензии. Сепаратор 36 разделяет суспензию на твердый компонент, а именно частицы катализатора, и жидкий компонент, содержащий жидкие углеводороды. Часть отделенного твердого компонента, а именно частицы катализатора, возвращают в барботажный колонный реактор 30, а жидкий компонент (ФТ-синтетическую нефть) подводят в блок получе
- 6 019078 ния смешанной сырой нефти 8. Дополнительно непрореагировавший синтез-газ и полученные углеводороды, которые являются газообразными при условиях барботажного колонного реактора 30, вводят в парожидкостной сепаратор 38 с верхней части барботажного колонного реактора 30. Парожидкостной сепаратор 38 охлаждает эти газы, чтобы отделить сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и подвести отделенные углеводороды в блок получения смешанной сырой нефти 8. Тем временем газовый компонент, отделенный парожидкостным сепаратором 38, т.е. смешанный газ, содержащий в качестве главных компонентов непрореагировавший синтез-газ (СО и Н2) и газообразные углеводороды с небольшим числом атомов углерода (С4 или менее), рециркулируют в барботажный колонный реактор 30, а непрореагировавший синтез-газ, содержащийся в смешанном газе, вновь подвергают реакции ФТ-синтеза. В дополнение с целью предотвращения накапливания газообразных углеводородов, состоящих в основном из С4 или менее, в высокой концентрации внутри системы реакции ФТ-синтеза из-за рециркуляции смешанного газа часть смешанного газа не рециркулируют в барботажный колонный реактор 30, а вводят во внешнее оборудование сжигания (факельную трубу (не показано)), сжигают и затем выбрасывают в атмосферу.
ФТ-синтетическую нефть, подведенную к блоку получения смешанной сырой нефти 8, помещают в резервуар для хранения 81 и подают в реактор гидроизомеризации 82. В реакторе гидроизомеризации 82 ФТ-синтетическую нефть гидроизомеризуют, используя газообразный водород, поданный из вышеуказанного сепаратора водорода 26, так что по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращаются в изопарафины, а также удаляются спирты и олефины, входящие в ФТ-синтетическую нефть и получается гидроизомеризованная синтетическая нефть. В этой реакции гидроизомеризации нормальные парафины превращаются в изопарафины посредством использования катализатора и тепла.
Гидроизомеризованную синтетическую нефть, полученную в реакторе гидроизомеризации 82, подводят в резервуар смешения 84. Дополнительно сырую нефть (ископаемую сырую нефть), добытую из земли или т.п., подводят из секции подачи сырой нефти 83 в резервуар смешения 84, где гидроизмеризованную синтетическую нефть и сырую нефть смешивают вместе для получения смешанной сырой нефти.
Смешанную сырую нефть, полученную, как описано выше, перемещают в установку перегонки сырой нефти 91 блока нефтепереработки 9. В данном случае, хотя способ перемещения сырой нефти в блок нефтепераработки 9 специально не ограничен, но могут применяться обычно используемые способы, такие как, например, трубопроводный транспорт на берег и танкерный транспорт или т.п. В установке перегонки сырой нефти 91 смешанную сырую нефть подвергают фракционной перегонке, тем самым получая, например, выхлопной газ, СНГ, фракцию нафты, керосиновую фракцию, фракцию легкого газойля, фракцию тяжелого газойля, кубовые остатки. Затем СНГ выделяют в качестве СНГ -продукта установкой выделения. Фракцию нафты, керосиновую фракцию, фракцию легкого газойля и фракцию тяжелого газойля подвергают различным видам переработки соответственно и получают жидкотопливные продукты, такие как бензин, керосин и газойль (дизельное топливо). Кубовые остатки подвергают, например, обессеривающей обработке и превращают в различные продукты, такие как мазут и гудрон.
В данном случае состав ФТ-синтетической нефти, синтезируемой в блоке ФТ-синтеза 5 (этап §2 реакции ФТ-синтеза), показан на фиг. 3. Как показано на фиг. 3, большая часть ФТ-синтетической нефти, за исключением небольших количеств спиртов и олефинов, состоит из нормальных парафинов. По этой причине при температуре окружающей среды температура застывания высокая, а текучесть низкая.
Состав гидроизомеризованной синтетической нефти, получаемой гидроизомеризацией ФТсинтетической нефти, показан на фиг. 4. Как показано на фиг. 4, олефины, которые существовали в ФТсинтетической нефти, превращаются в парафины посредством гидрогенизации, а спирты превращаются в парафины посредством гидродеоксигенирования. Одновременно по меньшей мере часть нормальных парафинов превращаются в изопарафины. В частности, около 50% тяжелых нормальных парафинов превращаются в изопарафины. Здесь, в настоящем варианте осуществления, температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равной 60°С или ниже, а содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованном продукте устанавливают равным 40 мас.% или менее.
Изменение в составе перед и после гидроизомеризации показано на фиг. 5А и 5В. Фиг. 5А показывает состав перед гидроизомеризацией, т.е. состав ФТ-синтетической нефти, получаемой в блоке ФТсинтеза 5. Фиг. 5В показывает состав после гидроизомеризации, т.е. состав гидроизомеризованной ФТсинтетической нефти, гидроизомеризованной в реакторе гидроизомеризации 82.
ФТ-синтетическая нефть содержит спирты и олефины и т.п. в области с числом атомов углерода 24 или менее, а область с числом атомов углерода 25 или более образована нормальными парафинами.
При этом в гидроизомеризованную синтетическую нефть спирты и олефины не входят вообще, и значительная часть нормальных парафинов превращена в изопарафины. Дополнительно гидроизомеризованная синтетическая нефть в целом является осветленной.
В дополнение, условия гидроизомеризации ФТ-синтетической нефти специально не ограничены, поскольку по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более в ФТсинтетической нефти изомеризуются в изопарафины, предпочтительно температуру застывания гидро
- 7 019078 изомеризованной синтетической нефти устанавливают равной 60°С или ниже и содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более устанавливают равным 40 мас.% или менее, как описывалось выше. Однако предпочтительно осуществлять гидроизомеризацию при следующих условиях.
ФТ-синтетическую нефть гидроизомеризуют в реакторе гидроизомеризации 82, который может быть хорошо известным реактором проточного типа с неподвижным слоем, заполненным заданным катализатором гидроизомеризации. В данном случае гидроизомеризация включает конверсию олефинов в парафины посредством гидрогенизации, конверсию спиртов в парафины посредством гидродеоксигенирования и разложение изопарафинов на легкие углеводороды или т.п., а также и изомеризацию парафинов в изопарафины, как упоминалось выше.
Катализатор гидроизомеризации включает, например, катализатор, в котором металл, в качестве активного металла принадлежащий 8, 9 и 10 группам Периодической таблицы, нанесен на носитель, содержащий твердую кислоту. В дополнение, Периодическая таблица элементов обозначает длиннопериодическую форму периодической таблицы элементов, основанную на положениях ИЮПАК (Международный союз теоретической и прикладной химии).
Подходящий носитель содержит носитель, включающий один или несколько видов твердой кислоты, выбираемых из аморфных оксидов металлов, обладающих термической устойчивостью, таких как алюмосиликат, цирконийсиликат и алюмоборат.
Носитель катализатора может быть получен перемалыванием смеси, содержащей вышеуказанную твердую кислоту и связующее, и затем прокаливанием смеси. Соотношение состава твердой кислоты предпочтительно равно от 1 до 70 мас.% и более предпочтительно от 2 до 60 мас.% исходя из общего количества носителя.
Хотя связующее не особенно специально, но более предпочтительны оксид алюминия, диоксид кремния, алюмосиликат, диоксид титана и оксид магния. Соотношение состава связующего предпочтительно от 30 до 99 мас.% и более предпочтительно от 40 до 98 мас.% исходя из общего количества носителя.
Температура прокаливания смеси предпочтительно равна от 300 до 550°С, более предпочтительно от 350 до 530°С и еще более предпочтительно от 400 до 530°С.
Металлы, принадлежащие 8, 9 и 10 группам, в частности, включают кобальт, никель, родий, палладий, иридий, платину и т.д. Предпочтительно использовать один вид металла отдельно или использовать два или более вида металла в сочетании, которые выбираются из никеля, палладия и платины среди других металлов.
Эти металлы могут быть нанесены на упоминавшийся выше носитель обычными способами, такими как пропитка и ионный обмен. Несмотря на то что количество металла, которое должно быть нанесено, специально не ограничивается, но предпочтительно, чтобы общее количество металла на носителе было равно от 0,1 до 3,0 мас.%.
Дополнительно, гидроизомеризация ФТ-синтетической нефти может осуществляться при следующих реакционных условиях. Парциальное давление водорода предпочтительно равно от 0,5 до 12 МПа и более предпочтительно от 0,1 до 5,0 МПа. Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) среднего дистиллята предпочтительно равна от 0,1 до 10,0 ч-1 и более предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Хотя это специально не ограничено, но соотношение газ/нефть предпочтительно равно от 50 до 1000 нл/л и более предпочтительно равно от 70 до 800 нл/л.
В дополнение, в настоящем описании часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) означает объемную скорость потока подаваемой нефти при стандартных условиях (25°С и 101325 Па) на производительность слоя катализатора, а единица ч-1 представляет величину, обратную ко времени (в часах). Дополнительно, нл, т.е. единица объема водорода в соотношении водород/нефть, представляет объем водорода (л) при нормальных условиях (0°С и 101325 Па).
Дополнительно, температура реакции при гидроизомеризации предпочтительно равна от 180 до 400°С, более предпочтительно от 200 до 370°С, еще более предпочтительно от 250 до 350°С и намного более предпочтительно от 280 до 350°С.
В данном случае, если температура реакции превышает 400°С, то усиливается побочная реакция разложения углеводородов на легкие фракции, и это не предпочтительно. С другой стороны, если температура реакции падает ниже 180°С, то это не предпочтительно, потому что протекание гидроизомеризации становится недостаточным и спирты остаются неудаленными.
Далее состав сырой нефти (ископаемой сырой нефти), добываемой из земли или т.п., показан на фиг. 6. В дополнение, поскольку состав сырой нефти имеет отклонения согласно разбуриваемому участку, то на фиг. 6 показан пример состава типичной сырой нефти. Как показано на фиг. 6, в сырой нефти содержатся различные компоненты, и, в частности, содержание тяжелых нормальных парафинов стремится быть небольшим. По этой причине состав этой сырой нефти сильно отличается от состава ФТсинтетической нефти, показанного на фиг. 3, и из-за этого свойства этой сырой нефти также полностью отличаются.
Также на фиг. 7 показан состав смешанной сырой нефти, получаемой смешиванием гидроизомеризованной синтетической нефти, показанной на фиг. 4, с сырой нефтью, показанной на фиг. 6. В дополнение,
- 8 019078 соотношение смешения гидроизомеризованная синтетическая нефть:сырая нефть устанавливают равным 50:50 (массовое отношение). В гидроизомеризованной синтетической нефти, в особенности, тяжелые нормальные парафины превращены в изопарафины. Следовательно, необходимо понимать, что состав смешанной сырой нефти, как показано на фиг. 7, не сильно отличается от состава исходной сырой нефти.
В способе повышения качества ФТ-синтетической нефти и смешанной сырой нефти согласно настоящему варианту осуществления, имеющему вышеуказанную конфигурацию, ФТ-синтетическую нефть, синтезируемую в блоке ФТ-синтеза 5, гидроизомеризуют так, что по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращаются в изопарафины, а также удаляются спирты и олефины, содержащиеся в ФТ-синтетической нефти, и получается гидроизомеризованная синтетическая нефть. Здесь возможно регулировать соотношение содержания нормальных парафинов и изопарафинов в гидроизомеризованной синтетической нефти, контролируя степень гидроизомеризации. По этой причине возможно регулировать состав и свойства гидроизомеризованной синтетической нефти с учетом состава и свойств сырой нефти, которая должна быть смешана, и можно предотвратить сильные различия смешанной сырой нефти и исходной сырой нефти по составу и свойствам.
Также, поскольку вышеупоминавшуюся смешанную сырую нефть перемещают в установку перегонки сырой нефти 91 нефтеперерабатывающего предприятия и перерабатывают в ней, то из ФТсинтетической нефти возможно получать жидкие топлива, такие как бензин, керосин, газойль и мазут, и различные продукты, такие как парафин и гудрон, посредством обычной переработки на нефтеперерабатывающем предприятии.
Дополнительно, температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти, получаемой в реакторе гидроизомеризации 82 (этап 83 гидроизомеризации), устанавливают равной 60°С или ниже. Следовательно, в этой гидроизомеризованной синтетической нефти текучесть сохраняется даже при температуре, близкой к температуре окружающей среды, транспортирование насосом и т.п. становится возможным, а легкость транспортировки значительно повышается.
Более того, поскольку содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равным 40 мас.% или менее, то температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти может быть снижена, и текучесть ее может быть сохранена. Более того, можно предотвратить сильное отличие свойств смешанной сырой нефти от свойств исходной сырой нефти, и смешанная сырая нефть может соответствующим образом обрабатываться в блоке нефтепереработки 9.
Более того, на этапе 83 смешивания сырой нефти гидроизомеризованная синтетическая нефть может смешиваться в произвольном соотношении относительно смешанной сырой нефти. Однако в настоящем варианте осуществления, поскольку содержание гидроизомеризованной синтетической нефти равно 50 мас.%, то количество используемой ФТ-синтетической нефти поддерживается достаточным, и смешанная сырая нефть может перерабатываться в обычном блоке нефтепереработки 9 без сильного отличия в ее свойствах от свойств исходной сырой нефти. Таким образом, возможно получать жидкие топлива, такие как бензин, керосин, газойль и мазут, и различные продукты, такие как парафин и гудрон.
Несмотря на то что вариант осуществления настоящего изобретения описан до настоящего времени подробно со ссылкой на чертежи, но конкретные варианты не ограничиваются данным вариантом осуществления, и настоящее изобретение также включает изменения в конструкциях, которые не отступают от сущности настоящего изобретения.
Например, описана конфигурация, в которой тяжелый компонент ФТ-синтетической нефти извлекают посредством сепаратора блока ФТ-синтеза, легкий компонент ФТ-синтетической нефти извлекают посредством парожидкостного сепаратора, и эти компоненты подводят к блоку получения смешанной сырой нефти. Однако настоящее изобретение не ограничивается этим, и ФТ-синтетическая нефть может не разделяться на тяжелый компонент и легкий компонент в блоке ФТ-синтеза, но может подаваться в блок получения смешанной сырой нефти.
Более того, описана конфигурация, в которой температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равной 60°С или ниже, а содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более устанавливают равным 40 мас.% или менее. Однако настоящее изобретение не ограничивается этим. Здесь фиг. 8 показывает зависимость между содержанием нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти и ее температурой застывания. В гидроизомеризованной синтетической нефти возможно регулировать температуру застывания путем изменения содержания нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более. Следовательно, предпочтительно регулировать температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти и содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более, принимая во внимание состав и свойства сырой нефти, которая должна смешиваться, и конфигурацию блока нефтепереработки 9, средства перемещения и прочее.
Кроме того, несмотря на то что описана конфигурация, в которой содержание гидроизомеризованной синтетической нефти в смешанной сырой нефти устанавливают равным 50 мас.%, но настоящее изобретение не ограничивается этим. Здесь на фиг. 9 показан состав смешанной сырой нефти в случае, когда содержание гидроизомеризованной сырой нефти равно 90 мас.%, и на фиг. 10 показан состав смешанной
- 9 019078 сырой нефти в случае, когда содержание гидроизомеризованной синтетической нефти равно 10 мас.%. Управляя содержанием гидроизомеризованной синтетической нефти в смешанной сырой нефти в этом способе, возможно регулировать состав смешанной сырой нефти. Следовательно, предпочтительно соответствующим образом определять содержание гидроизомеризованной синтетической нефти, принимая во внимание состав и свойства сырой нефти, которая должна смешиваться, и конфигурацию блока нефтепереработки 9, средства перемещения и прочее.
Дополнительно, состав ФТ-синтетической нефти и состав сырой нефти не ограничивается составом, показанным в настоящем варианте осуществления, и могут использоваться ФТ-синтетическая нефть и сырая нефть различных составов.
Более того, конфигурации блока получения синтез-газа и блока ФТ-синтеза также не ограничиваются таковыми для настоящего варианта осуществления, и ФТ-синтетическая нефть может синтезироваться блоками получения синтез-газа и блоками ФТ-синтеза других конфигураций.
Промышленная применимость
Согласно способу повышения качества ФТ-синтетической нефти и смешанной сырой нефти настоящего изобретения возможно получать жидкие топлива и другие продукты из ФТ-синтетической нефти, получаемой реакцией ФТ-синтеза, посредством использования устройств существующего нефтеперерабатывающего предприятия, без потребности в крупномасштабных специальных устройствах, и возможно получать смешанную сырую нефть, состоящую из ФТ-синтетической нефти с большим содержанием и сырой нефти, способную перерабатываться в устройствах вышеуказанного нефтеперерабатывающего предприятия.
Список ссылочных позиций:
- система повышения качества ФТ-синтетической нефти;
- блок получения синтез-газа;
- блок ФТ-синтеза;
- блок получения смешанной сырой нефти;
- блок нефтепереработки;
- реактор гидроизомеризации;
- секция подачи сырой нефти;
- резервуар смешения;
- установка перегонки сырой нефти.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ повышения качества синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза ФишераТропша, включающий этап гидроизомеризации, где гидроизомеризуют синтетическую нефть для превращения по меньшей мере части нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более в изопарафины, а также для удаления спиртов и олефинов и для получения гидроизомеризованной синтетической нефти;
    этап смешивания, где смешивают гидроизомеризованную синтетическую нефть с сырой нефтью для получения смешанной сырой нефти;
    этап перемещения смешанной сырой нефти, где перемещают смешанную сырую нефть в установку перегонки сырой нефти нефтеперерабатывающего предприятия;
    этап переработки смешанной сырой нефти, где перемещенную сырую нефть обрабатывают в нефтеперерабатывающих устройствах, включающих, по меньшей мере, установку перегонки сырой нефти.
  2. 2. Способ повышения качества синтетической нефти по п.1, в котором на этапе гидроизомеризации температуру застывания гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равной 60°С или ниже.
  3. 3. Способ повышения качества синтетической нефти по п.1 или 2, в котором на этапе гидроизомеризации содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти устанавливают равным 40 мас.% или менее в расчете на массу гидроизомеризованной синтетической нефти.
  4. 4. Смешанная сырая нефть, получаемая смешиванием синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза Фишера-Тропша, с сырой нефтью, в которой гидроизомеризованная синтетическая нефть, полученная гидроизомеризацией синтетической нефти, в которой по меньшей мере часть нормальных парафинов с числом атомов углерода 5 или более превращена в изопарафины, а также удалены спирты и парафины, смешана с сырой нефтью.
  5. 5. Смешанная сырая нефть по п.4, в которой температура застывания гидроизомеризованной синтетической нефти равна 60°С или ниже.
  6. 6. Смешанная сырая нефть по п.4 или 5, в которой содержание нормальных парафинов с числом атомов углерода 20 или более в гидроизомеризованной синтетической нефти равно 40 мас.% или менее в расчете на массу гидроизомеризованной синтетической нефти.
EA201170971A 2009-01-30 2010-01-21 Способ повышения качества синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза фишера-тропша, и смешанной сырой нефти EA019078B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009020856 2009-01-30
PCT/JP2010/000329 WO2010087133A1 (ja) 2009-01-30 2010-01-21 Ｆｔ合成油の精製方法及び混合原油

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170971A1 EA201170971A1 (ru) 2012-02-28
EA019078B1 true EA019078B1 (ru) 2013-12-30

Family

ID=42395398

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170971A EA019078B1 (ru) 2009-01-30 2010-01-21 Способ повышения качества синтетической нефти, синтезированной по реакции синтеза фишера-тропша, и смешанной сырой нефти

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9045700B2 (ru)
EP (1) EP2392634A4 (ru)
JP (1) JP5301574B2 (ru)
CN (1) CN102300960B (ru)
AU (1) AU2010209215B2 (ru)
BR (1) BRPI1007874A2 (ru)
CA (1) CA2750679C (ru)
EA (1) EA019078B1 (ru)
MY (1) MY158205A (ru)
WO (1) WO2010087133A1 (ru)
ZA (1) ZA201105476B (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5506564B2 (ja) * 2010-06-24 2014-05-28 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 スチームクラッカーにおけるオレフィン類の製造方法
KR101587476B1 (ko) * 2014-05-19 2016-02-03 대우조선해양 주식회사 Smr을 이용한 fpso 상의 ft gtl 장치 및 방법
US20160168489A1 (en) * 2013-07-25 2016-06-16 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and system for gtl production in fpso
KR101597557B1 (ko) * 2014-05-19 2016-02-26 대우조선해양 주식회사 단일 합성원유 생산용 ft gtl 장치 및 방법
KR101562823B1 (ko) * 2014-02-28 2015-10-26 대우조선해양 주식회사 Gtl fpso 합성원유의 왁스성분 조절장치
US20160369173A1 (en) * 2014-02-28 2016-12-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ft gtl apparatus and method for producing single synthetic crude oil
CN105368489B (zh) * 2015-12-07 2017-06-16 山西潞安煤基合成油有限公司 一种费托合成油品制备pao方法
WO2018077976A1 (en) * 2016-10-27 2018-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for preparing an automotive gasoil
CN106753525B (zh) * 2016-12-30 2019-04-05 国家能源投资集团有限责任公司 费托合成系统及利用其进行费托合成的方法

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003531008A (ja) * 2000-04-21 2003-10-21 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー ワックス含量の高いフィッシャー−トロプシュワックスと原油の混合物

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4919786A (en) * 1987-12-18 1990-04-24 Exxon Research And Engineering Company Process for the hydroisomerization of was to produce middle distillate products (OP-3403)
FR2718145B1 (fr) * 1994-04-01 1996-05-31 Inst Francais Du Petrole Procédé de traitement avec hydroisomérisation de charges issues du procédé fischer-tropsch.
US6562230B1 (en) * 1999-12-22 2003-05-13 Chevron Usa Inc Synthesis of narrow lube cuts from Fischer-Tropsch products
US6515034B2 (en) * 2001-05-11 2003-02-04 Chevron U.S.A. Inc. Co-hydroprocessing of Fischer-Tropsch products and crude oil fractions
US6890423B2 (en) * 2001-10-19 2005-05-10 Chevron U.S.A. Inc. Distillate fuel blends from Fischer Tropsch products with improved seal swell properties
JP3945773B2 (ja) 2003-04-23 2007-07-18 株式会社ジャパンエナジー 環境対応燃料油とその製造方法
EP1550709A1 (en) * 2003-12-23 2005-07-06 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process to prepare a haze free base oil
EP1791931A1 (en) * 2004-06-25 2007-06-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a lubricating base oil and its use
CA2549358C (en) * 2006-05-17 2010-02-02 Nor Technologies Inc. Heavy oil upgrading process
FR2909097B1 (fr) * 2006-11-27 2012-09-21 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de gaz en liquides a logistique simplifiee
JP2009020856A (ja) 2007-07-10 2009-01-29 Toshiba Tec Corp ハンディ型無線タグリーダライタ

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003531008A (ja) * 2000-04-21 2003-10-21 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー ワックス含量の高いフィッシャー−トロプシュワックスと原油の混合物

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
AMADI et al. Measurement of the Wax Appearance Temperature of Gas-to-Liquids Products, Alaska North Slope Crude, and their Blends, Energy Sources, 2005, 27(9), p. 831-838 *
SINGLETON et al. Produce diesel from gas, Hydrocarbon Processing, 1983, 62(5), p. 71-74 *

Also Published As

Publication number Publication date
US9045700B2 (en) 2015-06-02
ZA201105476B (en) 2012-09-26
CA2750679A1 (en) 2010-08-05
US20120006720A1 (en) 2012-01-12
JP5301574B2 (ja) 2013-09-25
EP2392634A4 (en) 2013-11-20
WO2010087133A1 (ja) 2010-08-05
AU2010209215A1 (en) 2011-09-01
CA2750679C (en) 2014-01-07
JPWO2010087133A1 (ja) 2012-08-02
AU2010209215B2 (en) 2013-02-07
BRPI1007874A2 (pt) 2016-03-15
MY158205A (en) 2016-09-15
EP2392634A1 (en) 2011-12-07
EA201170971A1 (ru) 2012-02-28
CN102300960B (zh) 2014-03-12
CN102300960A (zh) 2011-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2750679C (en) Method for upgrading ft synthesis oil, and mixed crude oil
CA2752839C (en) A method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product
AU2010287745B2 (en) Slurry preparation method, slurry preparation device, hydrocarbon synthesis reaction apparatus, and hydrocarbon synthesis reaction system
CA2738047C (en) Starting-up method of fractionator
AU2010219003B2 (en) A method for upgrading hydrocarbon compounds and a hydrocarbon compound distillation separation apparatus
CA2738054C (en) Method for starting-up naphtha fraction hydrotreating reactor
EA026920B1 (ru) Способ гидрокрекинга и способ получения минерального масла
EA020582B1 (ru) Способ получения жидкого топлива и система для получения жидкого топлива
US9513051B2 (en) Method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product
EA021778B1 (ru) Способ получения углеводородов
AU2009299338B2 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and hydrocarbon synthesizing method

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

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 TM RU