EA021062B1 - Способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла - Google Patents

Способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла Download PDF

Info

Publication number
EA021062B1
EA021062B1 EA201290265A EA201290265A EA021062B1 EA 021062 B1 EA021062 B1 EA 021062B1 EA 201290265 A EA201290265 A EA 201290265A EA 201290265 A EA201290265 A EA 201290265A EA 021062 B1 EA021062 B1 EA 021062B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
naphtha fraction
temperature
hydrogenation
reactor
stage
Prior art date
Application number
EA201290265A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201290265A1 (ru
Inventor
Кадзухико Тасака
Юити Танака
Марие Ивама
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 EA201290265A1 publication Critical patent/EA201290265A1/ru
Publication of EA021062B1 publication Critical patent/EA021062B1/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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/72—Controlling or regulating
    • 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
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • 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
    • C10G45/32—Selective hydrogenation of the diolefin or acetylene 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
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • 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
    • C10G2400/02—Gasoline

Abstract

Способ гидрирования фракции нафты, который включает стадию расчета разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты на основе температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша и отношения расхода обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, относительно расхода обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, стадию измерения разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты и стадию регулирования температуры реакции на стадии гидрирования фракции нафты так, чтобы разница между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе стала, по существу, равной расчетной разнице между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе.

Description

Настоящее изобретение относится к способу гидрирования фракции нафты, содержащейся в углеводородных соединениях, образованных в реакции синтеза Фишера-Тропша, а также относится к способу получения минерального масла.
Испрашивается приоритет патентной заявки Японии № 2009-254916, поданной 6 ноября 2009 г., содержание которой введено в настоящий документ в порядке ссылки.
Уровень техники
В качестве способа получения углеводородов, которые могут быть использованы как сырье для получения жидких топливных продуктов, таких как лигроин (неочищенный бензин), керосин и газойль, уже известен способ, который предусматривает использование реакции синтеза Фишера-Тропша (далее сокращенно называемой Фишера-Тропша, в которой используется газообразный оксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2) в качестве сырья.
Кроме того, в качестве технологии получения базовых масел жидких топлив из газообразных углеводородов, таких как природный газ, использующей реакцию синтеза ФТ, известна технология СТЬ (газв-жидкость). В данной технологии СТЬ газообразный углеводород, такой как природный газ, претерпевает реформинг с получением синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов, затем синтез-газ подвергают реакции синтеза ФТ для синтеза углеводородных соединений, которые представляют смесь углеводородов, имеющих широкое распределение по числу атомов углерода, и, кроме того, углеводородные соединения подвергают переработке в присутствии водорода и фракционной перегонке с получением минеральных масел, используемых как базовые масла жидких топлив. Согласно технологии СТЬ могут быть получены жидкие топлива, не содержащие, по существу, опасных для окружающей среды веществ, таких как соединения серы и ароматические углеводороды.
Как способ синтеза углеводородных соединений по реакции синтеза ФТ предложен способ, в котором реакцию синтеза ФТ проводят продуванием синтез-газа через суспензию катализатора, полученную суспендированием частиц катализатора в жидком углеводороде (см. патентный документ 1).
В системах синтеза жидких топлив, которые предусматривают использование реакции синтеза ФТ для осуществления вышеупомянутой СТЬ технологии, углеводородные соединения, полученные по реакции синтеза ФТ, подвергают фракционной перегонке, в результате чего получают фракцию неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят и фракцию неочищенного парафина. В данном описании каждое из выражений фракция неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят и фракция неочищенного парафина означает фракции, которые не подвергались переработке в присутствии водорода (гидрированию или гидрокрекингу).
В реакции синтеза ФТ помимо целевых парафиновых углеводородов в качестве побочных продуктов образуются олефины и кислородсодержащие соединения, такие как спирты. Данные побочные продукты являются примесями, и их включение в жидкие топливные продукты является нежелательным. Соответственно, на стадии повышения качества, которая состоит из системы синтеза жидкого топлива и осуществляет переработку в присутствии водорода и фракционную перегонку неочищенной нафты, неочищенного среднего дистиллята и неочищенной парафиновой фракции, полученных в реакции синтеза ФТ, с получением базовых топливных масел, структуры углеводородов, которые составляют каждую из вышеназванных фракций, трансформируются, как это требуется, и в то же время, вышеназванные примеси, содержащиеся в каждой из фракций, удаляются. Иными словами, фракция неочищенной нафты подвергается гидрированию, неочищенный средний дистиллят подвергается гидрированию, которое включает гидроизомеризацию, и фракция неочищенного парафина подвергается гидрокрекингу. Из различных фракций, составляющих углеводородные соединения, полученные по реакции синтеза ФТ, фракция неочищенной нафты содержит самую высокую концентрацию олефинов и спиртов.
При гидрировании фракции нафты олефины и кислородсодержащие соединения, такие как спирты, содержащиеся в неочищенной фракции нафты, удаляются реакцией гидрирования и реакцией гидродеоксигенации, соответственно. Так как данные реакции крайне экзотермичны, является проблемой избыточное повышение температуры в реакторе гидрирования фракции нафты. Соответственно, часть неактивной фракции нафты, которая была гидрирована в реакторе гидрирования фракции нафты (далее в настоящем документе называемой обработанная фракция нафты), обычно возвращают в точку выше по потоку от реактора гидрирования фракции нафты, так что свежеподанную фракцию неочищенной нафты разбавляют данной фракцией обработанной нафты до подачи в реактор гидрирования фракции нафты, и, как результат, избыточный рост температуры в реакторе может быть подавален (см. патентный документ 2).
С другой стороны, при гидрировании фракции нафты степень протекания вышеописанной реакции обычно контролируют регулированием температуры реакции. В частности, из обработанной фракции нафты (в некоторых случаях, вместе с фракцией неочищенной нафты) отбирают образцы, анализируют и определяют остаточные уровни концентрации олефинов и спиртов и т.п. в обработанной нафте и/или их конверсию. Затем, в зависимости от результатов, регулируют температуру гидрирования (температуру
- 1 021062 реакции), а операции контролируют таким образом, чтобы достичь, по существу, отсутствия остаточных олефинов, спиртов и тому подобных в обработанной нафте.
Список цитат
Патентный документ 1. Патентная заявка США, публикация № 2007-0014703.
Патентный документ 2. Международная патентная заявка, публикация № 2009-041508, каталог. Краткое изложение сущности изобретения Техническая проблема
Однако способ настройки температуры гидрирования, описанный выше, требует относительно сложных операций отбора проб и анализа обработанной фракции нафты (в некоторых случаях неочищенной фракции нафты). Более того, из-за значительного времени между отбором проб и завершением их анализа установить глубину протекания реакции без отставания по времени является невозможным. В результате, самое необходимое действие не всегда может быть предпринято в любое конкретное время.
Настоящее изобретение было разработано в свете вышеописанных проблем и имеет целью обеспечение способа гидрирования фракции нафты, в котором степень реакции удаления примесей может быть определена быстро без анализа фракции обработанной нафты и фракции неочищенной нафты, а температура гидрирования может быть соответствующим образом отрегулирована, а также обеспечение способа получения минерального масла из фракции нафты с использованием данного способа гидрирования фракции нафты.
Решение проблемы
Способ гидрирования фракции нафты по настоящему изобретению является способом, в котором фракцию нафты, содержащуюся в углеводородных соединениях, синтезированных на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, гидрируют на стадии гидрирования фракции нафты, а часть обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, возвращают на стадию гидрирования фракции нафты, способ включает стадию установления разницы температур в реакторе, на которой определяют разницу между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе, основанной на температуре реакции на стадии реакции синтеза ФТ, и отношения скорости потока обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, к скорости потока обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, стадию измерения разницы температур реактора, на которой измеряют разницу между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе в реактор гидрирования, и стадию регулирования температуры реакции, на которой задают температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты таким образом, что разница между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе, измеренная на стадии измерения разницы температур реактора, становится, по существу, равной разнице между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе, установленной на стадии установления разницы температур в реакторе.
В способе гидрирования фракции нафты по настоящему изобретению разница между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе может быть определена на стадии определения разницы температур в реакторе на основе зависимости между действительными показателями температуры реакции на стадии реакции синтеза ФТ, отношения скорости потока обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, относительно скорости потока фракции обработанной нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, и разницы между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе.
Способ получения минерального масла по настоящему изобретению включает стадию реакции синтеза Фишера-Тропша, на которой синтезируют углеводородные соединения из синтез-газа, включающего газообразный оксид углерода и газообразный водород, по реакции синтеза Фишера-Тропша, стадию гидрирования фракции нафты, на которой гидрируют фракцию нафты, содержащуюся в углеводородных соединениях, синтезированных на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, в реакторе гидрирования фракции нафты, стадию возврата фракции нафты, на которой часть фракции обработанной нафты, извлеченной со стадии гидрирования фракции нафты, возвращают на стадию гидрирования фракции нафты, стадию определения разницы температур реактора, на которой устанавливают разницу между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе на основе температуры на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша и отношения скорости потока фракции обработанной нафты, возвращенной в реактор гидрирования фракции нафты, относительно скорости потока фракции обработанной нафты, выведенной из реактора гидрирования фракции нафты, стадию измерения разницы температур в реакторе, на которой измеряют разницу между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе, стадию регулирования температуры реакции, на которой регулируют температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты таким образом, что разница между температурой фракции нафты на выходе их реактора гидрирования и температурой на входе, измеренная на стадии измерения разницы температуры реакции, становится, по существу, равной разнице между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе, установленной на стадии определения разницы температур в реакторе, и стадию фракционной дистилля- 2 021062 ции фракции нафты, на которой фракцию нафты, обработанную на стадии гидрирования нафты, подвергают фракционной перегонке, получая таким образом нафту в виде минерального масла.
В способе получения минерального масла по настоящему изобретению разницу между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе можно определить на стадии определения разницы температур в реакторе на основе зависимости между действительными значениями температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, отношением скорости потока фракции обработанной нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, к скорости потока фракции обработанной нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, и разницы между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе.
Вышеупомянутая температура фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температура на входе означает температуры смеси фракции нафты и газообразного водорода, проходящей через выходное отверстие реактора гидрирования фракции нафты и через входное отверстие соответственно.
Преимущественные эффекты от изобретения
По настоящему изобретению степень протекания стадии гидрирования фракции нафты можно определить без анализа фракции обработанной нафты и фракции неочищенной нафты регулировкой температуры реакции гидрирования на основе установленной степени протекания, а стадию гидрирования фракции нафты можно контролировать соответствующим образом быстро простым способом. Более того, можно эффективно получать минеральное масло из фракции нафты.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема, показывающая общую конфигурацию одного из примеров системы синтеза жидкого топлива.
На фиг. 2 показана схема, показывающая реактор гидрирования фазы нафты, использующийся в варианте осуществления способа гидрирования фракции нафты по настоящему изобретению, а также трубопровод и приборы, связанные с реактором гидрирования фракции нафты.
На фиг. 3 показан график, показывающий зависимость измеренных значений разницы между температурой фракции нафты на выходе из реактора гидрирования и температурой на входе от отношения скорости потока обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования нафты, к скорости потока обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты.
Описание вариантов осуществления изобретения
Сначала идет описание примера системы синтеза жидкого топлива и способа получения базового сырья для жидкого топлива с использованием системы, для которой может быть применен способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла по настоящему изобретению для осуществления СТЬ технологии.
На фиг. 1 показан пример системы синтеза жидкого топлива для осуществления СТЬ технологии.
Данная система 1 синтеза жидкого топлива включает блок 3 получения синтез-газа, блок 5 синтеза ФТ и блок 7 улучшения. В блоке 3 получения синтез-газа природный газ, выступающий в качестве углеводородного сырья, преобразуют с получением синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода и газообразный водород. В блоке 5 синтеза ФТ синтезируют углеводородные соединения из синтез-газа, полученного в блоке 3 получения синтез-газа, по реакции синтеза ФТ. В блоке 7 улучшения углеводородные соединения, синтезированные в блоке синтеза ФТ, подвергают гидрированию и фракционной перегонке с получением базового сырья для жидких топлив (такого как нафта, керосин, газойль и парафин).
Блок 3 получения синтез-газа состоит главным образом из реактора 10 десульфуризации, установки 12 реформинга, котла-утилизатора 14, газожидкостных сепараторов 16 и 18, блока 20 удаления СО2 и сепаратора 26 для водорода.
Реактор 10 десульфуризации состоит из гидродесульфуратора или т.п. и обеспечивает удаление серосодержащих соединений из природного газа, который используется в качестве сырья.
Установка 12 реформинга преобразует природный газ, поступающий из реактора 10 десульфуризации, с получением синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2) в качестве основных компонентов. В качестве способа реформинга предпочтительно применяется так называемый способ реформинга, в котором обессеренный природный газ преобразуется газообразным углекислым газом из источника подачи газообразного углекислого газа и паром, подаваемым из котла-утилизатора 14, описанного ниже в настоящем документе.
Котел-утилизатор 14 извлекает отработанное тепло из синтез-газа, полученного в установке 12 реформинга, и генерирует пар высокого давления.
Газожидкостной сепаратор 16 разделяет воду, которая была нагрета в результате теплообмена с синтез-газом в котле-утилизаторе 14, на газ (пар высокого давления) и жидкость.
Газожидкостной сепаратор 18 обеспечивает удаление компонентов конденсата из синтез-газа, который был охлажден в котле-утилизаторе 14, и подачу газового компонента в блок 20 удаления СО2.
Блок 20 удаления СО2 имеет абсорбционную колонну 22, которая использует абсорбент для удаления диоксида углерода из синтез-газа, поступающего из газожидкостного сепаратора 18, и регенераци- 3 021062 онную колонну 24, в которой происходит высвобождение диоксида углерода, поглощенного жидким абсорбентом, и регенерация, таким образом, жидкого абсорбента.
Сепаратор 26 для водорода отделяет часть газообразного водорода, содержащегося в синтез-газе, из которого уже был удален диоксид углерода в блоке 20 удаления СО2.
Блок 5 синтеза ФТ главным образом включает барботажный колонный реактор синтеза ФТ 30, газожидкостной сепаратор 34, сепаратор 36 катализатора, газожидкостной сепаратор 38 и первую колонну 40 для дробной перегонки.
Реактор 30 синтеза ФТ является реактором, в котором протекает синтез углеводородных соединений из синтез-газа с использованием реакции синтеза ФТ, и состоит главным образом из основного реакторного блока 80 и охлаждающей трубы 81.
Основной реакторный блок 80 является, по существу, цилиндрической металлической емкостью, внутри которой содержится суспензия катализатора, полученная суспендированием твердых частиц катализатора в жидких углеводородах (продукте реакции синтеза ФТ).
Несмотря на то что катализатор, составляющий суспензию катализатора, конкретно не ограничен, предпочтительным является использование катализатора, включающего носитель из неорганического оксида, такого как диоксид кремния, и нанесенный на него активный металл, такой как кобальт.
Синтез-газ, содержащий газообразный водород и газообразный оксид углерода в качестве основных компонентов, вводят в суспензию катализатора из положения в кубовой части основного реакторного блока 80. Данный синтез-газ, введенный в суспензию катализатора, образует пузырьки, которые поднимаются через суспензию катализатора в вертикальном направлении основного реакторного блока 80 снизу вверх. Во время этого процесса синтез-газ растворяется в жидких углеводородах и вступает в контакт с частицами катализатора, инициируя протекание реакции синтеза углеводородных соединений (реакцию синтеза ФТ).
Кроме того, так как синтез-газ поднимается внутри основного реакторного блока 80 в форме газовых пузырьков, восходящий поток (эрлифт) образуется в суспензии катализатора внутри основного реакторного блока 80. В результате, в суспензии катализатора внутри основного реакторного блока 80 образуется циркуляционный поток.
Несмотря на то что не существует ограничений для условий реакции в основном блоке 80 реактора, предпочтительным является, например, выбор условий реакции, описанных ниже. То есть температура реакции предпочтительно составляет 150-300°С с точки зрения увеличения конверсии газообразного оксида углерода и числа атомов углерода в полученных углеводородах. Давление реакции предпочтительно составляет 0,5-5,0 МПа. Соотношение газообразный водород/газообразный оксид углерода (молярное отношение) составляет предпочтительно 0,5-4,0. Кроме того, конверсия газообразного оксида углерода составляет предпочтительно 50% или более с точки зрения производительности получения углеводородных соединений.
Непрореагировавший синтез-газ и образовавшийся в реакции синтеза ФТ углеводородный продукт, который находится в газообразном состоянии в условиях внутри основного реакторного блока 80 (газообразный углеводородный продукт), достигая верхней части основного реакторного блока 80, выводится из верхней части основного реакторного блока 80 и поступает в газожидкостной сепаратор 38.
Газожидкостной сепаратор 34 разделяет воду, нагретую при прохождении по охлаждающей трубе 81, установленной внутри основного реакторного блока 80, на пар (пар среднего давления) и жидкую воду.
Сепаратор 36 катализатора соединен со средней секцией основного блока 80 реактора и отделяет частицы катализатора и углеводородные соединения от суспензии катализатора.
Газожидкостной сепаратор 38 соединен с основным блоком 80 реактора в его верней части и охлаждает непрореагировавший синтез-газ и газообразный углеводородный продукт таким образом, что часть газообразного углеводородного продукта сжижается и отделяется от газообразного компонента.
В первой ректификационной колонне 40 происходит фракционная перегонка сжиженных углеводородных соединений, поступивших из реактора 30 синтеза ФТ через сепаратор 36 катализатора и газожидкостной сепаратор 38, соответственно, на несколько фракций (фракцию неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят, фракцию неочищенного парафина) в соответствии с их температурами кипения.
Блок 7 повышения качества включает, например, реактор 50 гидрокрекинга парафиновой фракции, реактор 52 гидрирования среднего дистиллята, реактор 54 гидрирования фракции нафты, газожидкостные сепараторы 56, 58 и 60, вторую ректификационную колонну 70 и стабилизатор 72 нафты.
Реактор 50 гидрокрекинга парафиновой фракции соединен с нижней частью первой ректификационной колонны 40 и гидрокрекирует поступившую неочищенную парафиновую фракцию с использованием газообразного водорода.
Реактор 52 гидрирования среднего дистиллята соединен со средней частью первой ректификационной колонны 40 и гидрирует поступивший неочищенный средний дистиллят с использованием газообразного водорода.
Реактор 54 гидрирования фракции нафты соединен с верхней частью первой ректификационной ко- 4 021062 лонны 40 и гидрирует поступившую неочищенную фракцию нафты с использованием газообразного водорода.
Газожидкостные сепараторы 56, 58 и 60 расположены ниже по потоку от реакторов 50, 52 и 54 соответственно и разделяют продукты гидрирования или продукты гидрокрекинга, поступившие из каждого из реакторов, на газовые компоненты, содержащие газообразный водород, и жидкие компоненты минеральных масел соответственно.
Вторая ректификационная колонна 70 соединена с газожидкостными сепараторами 56 и 58 и обеспечивает фракционную перегонку смеси минеральных масел, поступивших из каждого из газожидкостных сепараторов 56 и 58.
Некрекированную парафиновую фракцию (с температурой кипения выше приблизительно 360°С), которая не претерпела достаточного гидрокрекинга в реакторе 50 гидрокрекинга парафиновой фракции, отводят из нижней части второй ректификационной колонны 70, возвращают в положение выше по потоку в реактор 50 гидрокрекинга парафиновой фракции, а затем объединяют с неочищенной парафиновой фракцией для повторного гидрокрекинга в реакторе 50 гидрокрекинга парафиновой фракции.
Средний дистиллят (с температурой кипения приблизительно от 150 до 360°С), то есть керосин и фракцию газойля, извлекают из средней части второй ректификационной колонны 70 и используют в качестве базового сырья для керосина и газойля.
Одновременно, углеводороды С10 или менее (с температурой кипения ниже приблизительно 150°С), содержащиеся во фракции нафты, извлекают из верхней части второй ректификационной колонны 70 и подают в стабилизатор 72 нафты.
Стабилизатор 72 нафты осуществляет фракционную перегонку минерального масла, содержащего фракцию нафты, поданную из второго газожидкостного сепаратора 60 и второй ректификационной колонны 70, а образовавшийся газовый компонент, имеющий число атомов углерода 4 или менее, выводят из верхней части стабилизатора 72 нафты в качестве отходящего газа, а затем его сжигают или утилизируют в качестве источника ЬРО. С другой стороны, компоненты, имеющие число атомов углерода 5 или более, извлекают в качестве товарной нижней части стабилизатора 72 нафты.
Способ гидрирования фракции нафты
На фиг. 2 показан реактор 54 гидрирования фракции нафты, а также трубопровод и приборное оборудование, связанные с ним.
Далее следует подробное описание способа гидрокрекинга фракции нафты по настоящему изобретению вместе с примером предпочтительного варианта осуществления изобретения со ссылками на фиг. 1 и 2.
Как показано на фиг. 1 и 2, линия 54а подачи фракции неочищенной нафты, которая подает фракцию неочищенной нафты из первой ректификационной колонны 40, и линия 54Ь подачи обработанной нафты, которая направляет фракцию обработанной нафты в газожидкостный сепаратор 60, соединены с реактором 54 гидрирования фракции нафты.
Линия 54с возврата, которая ответвляется от линии 54Ь подачи фракции обработанной нафты и используется для возврата части фракции обработанной нафты, соединена с линией 54а подачи фракции неочищенной нафты. Кроме того, линия 546 подачи газообразного водорода также соединена с линией 54а подачи фракции неочищенной нафты в положении ниже по потоку относительно места присоединения линии 54с возврата, а нагреватель 54е расположен на линии 54а подачи фракции неочищенной нафты в положении ниже по потоку, чем точка присоединения линии 546 подачи газообразного водорода.
Более того, устройства 54Г и 54д для измерения температуры установлены в реакторе 54 гидрирования фракции нафты на входном и выходном отверстиях соответственно, осуществляя измерение температуры на входе и температуры на выходе жидкой среды (смеси фракции нафты и газообразного водорода) в реакторе.
В способе гидрирования фракции нафты по настоящему варианту осуществления изобретения фракцию неочищенной нафты подают в реактор 54 гидрирования фракции нафты из первой ректификационной колонны 40 по линии 54а подачи фракции неочищенной нафты. Кроме того, часть фракции обработанной нафты возвращают на линию 54а подачи фракции неочищенной нафты по линии 54с возврата, а газообразный водород подают в нее по линии 546 подачи газообразного водорода. Соответственно, фракцию обработанной нафты и газообразный водород смешивают с фракцией неочищенной нафты (далее в настоящем документе смесь, полученная смешиванием фракции неочищенной нафты с фракцией обработанной нафты может быть также называться фракцией смешаной нафты).
До введения фракции нафты в реактор 54 гидрирования фракцию смешанной нафты и газообразный водород нагревают до заранее установленной температуры нагревателем 54е. После нагрева осуществляют гидрирование в реакторе 54 гидрирования фракции нафты (стадия гидрирования фракции нафты). На данной стадии гидрирования фракции нафты олефины из фракции неочищенной нафты гидрируются и превращаются в парафиновые углеводороды, а спирты из нее претерпевают гидродеоксигенирование и превращаются в парафиновые углеводороды и воду. В результате, фракция неочищенной нафты гидрируется с получением фракции обработанной нафты. Кроме того, в результате гидрирования олефинов и гидродеоксигенации спиртов, а обе реакции являются экзотермическими реакциями, температура жидко- 5 021062 стной среды в реакторе (смеси фракции нафты и газообразного водорода) возрастает.
Как описано выше, часть фракции обработанной нафты возвращают в реактор 54 гидрирования фракции нафты по линии 54с возврата и линии 54а подачи фракции неочищенной нафты. Так как фракция обработанной нафты, из которой удалены олефины и спирты, вызывающие экзотермические реакции на стадии гидрирования фракции нафты, является неактивной, при смешивании фракции неочищенной нафты с данной фракцией обработанной нафты происходит разбавление олефинов и спиртов из фракции неочищенной нафты, что снижает количество тепла, выделяющегося на единицу объема фракции нафты на стадии гидрирования фракции нафты. Фракцию обработанной нафты, не возвращенную на стадию гидрирования фракции нафты, направляют в газожидкостный сепаратор 60 (см. фиг. 1) по линии 54Ь подачи фракции обработанной нафты.
Реактор 54 гидрирования фракции нафты, использующийся в вышеописанном процессе для гидрирования фракции нафты, содержит катализатор гидрирования.
В качестве катализатора гидрирования могут быть использованы виды катализаторов, традиционно использующихся в нефтепереработке, а именно катализаторы, в которых активный металл, обладающий способностью к гидрированию, отложен на неорганический носитель.
Примеры металлов, которые могут быть использованы в качестве активных металлов в катализаторе гидрирования, включают один или более металл, выбранный из группы, состоящей из металлов, принадлежащих 6, 8, 9 и 10 группам Периодической таблицы элементов. Конкретные примеры данных металлов включают благородные металлы, такие как платина, палладий, родий, рутений, иридий и осмий, а также кобальт, никель, молибден, вольфрам и железо. Из них предпочтительными являются платина, палладий, никель, кобальт, молибден и вольфрам, а особенно предпочтительными являются платина и палладий. Кроме того, также является предпочтительным использование комбинации нескольких данных металлов, а примеры предпочтительных комбинаций включают платину-палладий, кобальт-молибден, никель-молибден, никель-кобальт-молибден и никель-вольфрам. Периодическая таблица элементов относится к Периодической таблице элементов длинных периодов, одобренной ШРЛС (Международным союзом теоретической и прикладной химии).
Примеры неорганических носителей, составляющих катализатор гидрирования, включают оксиды металлов, такие как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония и оксид бора. Могут быть использованы любые из данных оксидов металлов по отдельности, или смесь двух или более данных оксидов, или композиционный оксид данных металлов, такой как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония, оксид алюминия-диоксид циркония или оксид алюминияоксид бора. Более того, для улучшения формуемости и механической прочности носителя носитель может также содержать связующее вещество. Примеры подходящих связующих веществ включают оксид алюминия, диоксид кремния и оксид магния.
В тех случаях, когда активный металл является вышеупомянутым благородным металлом, количество активного металла в катализаторе гидрирования, обозначенное как масса атомов металла относительно массы носителя, лежит предпочтительно в диапазоне от приблизительно 0,1 до 3 мас.%. Кроме того, в тех случаях, когда активный металл является одним из упомянутых металлов, отличным от благородного металла, количество активного металла, обозначенное как масса оксида металла относительно массы носителя, лежит предпочтительно в диапазоне от приблизительно 2 до 50 мас.%. Если количество активного металла составляет меньше вышеуказанной нижней границы, то гидрирование будет проходить с неудовлетворительной скоростью. Напротив, если количество активного металла превышает вышеуказанный верхний предел, то дисперсия активного металла будет ухудшаться, а активность катализатора снизится. Более того, возрастает также стоимость катализатора.
Температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты в способе гидрирования фракции нафты по данному изобретению определяют на основе описанных ниже рассуждений.
На стадии реакции синтеза ФТ композиция продукта сильно зависит от температуры реакции, причем более низкая температура реакции приводит к увеличению концентрации олефинов и спиртов в продукте. Соответственно, концентрация олефинов и спиртов во фракции неочищенной нафты может быть установлена на основе температуры реакции на стадии реакции синтеза ФТ.
Затем, на основе установленного значения концентрации олефинов и спиртов, содержащихся во фракции неосчищенной нафты, и отношения скорости потока фракции обработанной нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, к скорости потока фракции обработанной нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты (далее в настоящем документе называемой также отношением возврата фракции обработанной нафты), установленную концентрацию определяют для олефинов и спиртов, содержащихся во фракции смешанной нафты, подаваемой на стадию гидрирования фракции нафты. Кроме того, известными значениями являются теплота реакции гидрирования олефинов и теплота реакции гидродеоксигенации спиртов. Соответственно, может быть определено количество тепла, выделенного на стадии гидрирования фракции нафты, на единицу объема фракции смешанной нафты в случае, когда все олефины гидрированы, а все спирты гидродеоксигенированы на стадии гидрирования фракции нафты, а именно в случае, когда конверсия олефинов и спиртов составляет 100%. Ос- 6 021062 новываясь на установленном количестве теплообразования и удельной теплоемкости фракции нафты и газообразного водорода, определяют увеличение температуры в смеси фракции нафты и газообразного водорода, вызванное теплотой реакции в реакторе гидрирования фракции нафты, а именно разницу между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе (далее в настоящем документе обозначена как разница температур реактора) (стадия определения разницы температур реактора). Затем измеряют реальную температуру на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температуру на входе и устанавливают разницу температур реактора (стадия измерения разницы температур реактора).
Последующим сравнением разницы температур реактора, установленной на стадии установления разницы температур реактора (далее в настоящем документе называемой установленная разница температур реактора), и разницы температур реактора, измеренной фактически на стадии измерения разницы температур реактора (далее в настоящем документе называемой измеренная разница температур реактора), может быть оценена конверсия олефинов и спиртов на стадии гидрирования фракции нафты. Основываясь на данном установленном значении, регулируют температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты, а работу стадии гидрирования фракции нафты контролируют так, чтобы достичь вышеуказанной 100% конверсии (стадия регулирования температуры реакции).
Конкретный пример метода регулирования температуры реакции на стадии гидрирования фракции нафты в настоящем варианте осуществления изобретения, основанный на описанных выше рассуждениях, рассмотрен ниже.
На фиг. 3 представлен график, полученный построением значений действительных параметров для коэффициента возврата фракции обработанной нафты на стадии гидрирования фракции нафты и разницы температур реактора для реактора гидрирования фракции нафты при разных температурах на стадии реакции синтеза ФТ. Линия (А) на графике представляет зависимость между коэффициентом возврата фракции обработанной нафты и разницы температур реактора, когда температура реакции на стадии реакции синтеза ФТ составляет 220°С, а линия (В) представляет зависимость, когда температура реакции на стадии реакции синтеза ФТ составляет 230°С. Кроме того, для каждой построенной точки проводили анализ фракции обработанной нафты, чтобы подтвердить, что олефины и спирты были удалены конверсией, по существу, на 100%.
На фиг. 3, когда температура реакции на стадии реакции синтеза ФТ является низкой, разница температур реактора в реакторе 54 гидрирования фракции нафты возрастает. Как описано выше, это происходит из-за того, что когда температура реакции на стадии реакции синтеза ФТ понижается, образование олефинов и спиртов возрастает, что означает, что увеличивается концентрация олефинов и спиртов в получаемой фракции неочищенной нафты, а количество выделяемого тепла на единицу объема фракции смешанной нафты на стадии гидрирования фракции нафты также возрастает. Кроме того, так как увеличивается коэффициент возврата фракции нафты, разница температур реактора снижается. Как описано выше, это происходит из-за того, что при увеличении коэффициента возврата фракции обработанной нафты снижается концентрация олефинов и спиртов во фракции смешанной нафты и, таким образом, снижается количество тепла, выделяющегося на единицу объема фракции смешанной нафты на стадии гидрирования нафты.
Таким образом, тот факт, что разница температур реактора на стадии гидрирования фракции нафты коррелирует с температурой реакции на стадии реакции синтеза ФТ и коэффициентом возврата фракции обработанной нафты на стадии гидрирования фракции нафты, подтверждается фактическими результатами, показанными на фиг. 3. Соответственно, при использовании типа корреляционной зависимости, основанной на фактических значениях параметров, приведенных на фиг. 3, может быть определена расчетная разница температур реактора для случая, когда конверсия олефинов и спиртов на стадии гидрирования фракции нафты составляет 100%, на основе температуры реакции на стадии реакции синтеза ФТ и коэффициента возврата фракции обработанной нафты на стадии гидрирования фракции нафты (стадия расчета разницы температур реактора).
Затем используют измерительные устройства 54Г и 54д, установленные на входе и выходе реактора 54 гидрирования фракции нафты соответственно, для измерения температуры на входе и температуры на выходе и определяют разницу измеренных температур реактора (стадия измерения разницы температур реактора). Затем сравнивают расчетную разницу температур реактора и измеренную разницу температур реактора.
Если расчетная разница температур реактора и измеренная разница температур реактора, по существу, равны, то это означает, что олефины и спирты, содержащиеся во фракции неочищенной нафты, удалены на стадии гидрирования фракции нафты при конверсии, по существу, на 100%.
С другой стороны, меньшая, чем расчетная разница температур реактора, измеренная разница температур реактора, означает, что конверсия не достигла 100%, и часть олефинов и спиртов, содержащихся во фракции неочищенной нафты, остается во фракции обработанной нафты. Кроме того, большая разница между двумя величинами, а именно большее значение разницы, полученное вычитанием измеренной разницы температур реактора из расчетной разницы температур реактора, означает меньший уровень
- 7 021062 конверсии олефинов и спиртов и, следовательно, более высокую концентрацию остаточных олефинов и спиртов во фракции обработанной нафты. Соответственно, для увеличения измеренной разницы температур реактора, по существу, до значения, равного расчетной разнице температур реактора, работу на стадии гидрирования фракции нафты регулируют таким образом, чтобы количество тепла, приложенного к фракции смешанной нафты в нагревателе 54е, росло, таким образом, повышая температуру реакции гидрирования и увеличивая конверсию олефинов и спиртов до уровня, при котором, по существу, не остается никаких олефинов и спиртов во фракции обработанной нафты. Как станет ясно из вышеописанных рассуждений, измеренная разница температур реактора обычно не превышает расчетную разницу температур реактора.
Таким образом регулируют температуру реакции гидрирования в реакторе 54 гидрирования фракции нафты (стадия регулирования температуры).
Температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты в настоящем варианте осуществления (а именно температура гидрирования) определяли по способу, описанному выше, и, обычно, она лежит в диапазоне от 180 до 400°С, предпочтительно от 280 до 350°С, более предпочтительно от 300 до 340°С. Здесь, температура гидрирования относится к средней температуре слоя катализатора в реакторе 54 гидрирования фракции нафты. При условии, что температура гидрирования составляет, по меньшей мере, величину нижнего предела вышеуказанного температурного диапазона, фракция нафты подвергается достаточному гидрированию, а при обеспечении температуры не выше верхнего предела вышеуказанного температурного диапазона можно предотвратить уменьшение срока службы катализатора.
Давление (парциальное давление водорода) в реакторе гидрирования фракции нафты предпочтительно лежит в диапазоне от 0,5 до 12 МПа, более предпочтительно от 1 до 5 МПа. При обеспечении давления в реакторе гидрирования фракции нафты по меньшей мере 0,5 МПа, фракция неочищенной нафты подвергается удовлетворительному гидрированию, а при обеспечении давления в реакторе гидрирования нафты не выше 12 МПа стоимость оборудования, связанная с увеличением сопротивления оборудования давлению, может быть сведена к минимуму.
Часовая объемная скорость жидкости (ЬНЗУ) на стадии гидрирования фракции нафты находится предпочтительно в диапазоне от 0,1 до 10 ч-1, более предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. При обеспечении ЬНЗУ по меньшей мере 0,1 ч-1 не требуется значительно увеличивать объем реактора гидрирования фракции нафты, а при обеспечении ЬНЗУ не выше 10 ч-1 фракция неочищенной нафты может быть эффективно гидрирована.
Отношение газообразный водород/масло в ходе стадии гидрирования фракции нафты предпочтительно лежит в диапазоне от 50 до 1000 нл/л, более предпочтительно от 70 до 800 нл/л. В настоящем описании единицы нл представляют объем газообразного водорода (л) при стандартных условиях (0°С, 101,325 Па). При обеспечении отношения газообразный водород/масло по меньшей мере 50 нл/л фракция нафты подвергается удовлетворительному гидрированию, а при обеспечении отношения газообразный водород/масло не выше 1000 нл/л увеличения затрат на оборудование и операционные расходы, связанные с подачей большого объема газообразного водорода, можно избежать.
Как описано выше, в вышеописанном варианте осуществления способа гидрирования фракции нафты расчетную разницу температур реактора определяют для реактора 54 гидрирования фракции нафты на основании температуры реакции на стадии реакции синтеза ФТ и коэффициента возврата фракции обработанной нафты на стадии гидрирования фракции нафты, а температуру гидрирования затем регулируют на основании разницы между расчетной разницей температур реактора и измеренной разницей температур реактора. Соответственно, можно быстро определить степень конверсии олефинов и спиртов без отбора проб и анализа фракции обработанной нафты (и в некоторых случаях фракции неочищенной нафты), а температура гидрирования может быть установлена и отрегулирована на основании определенной степени конверсии.
Соответственно, в способе гидрирования фракции нафты по данному варианту осуществления изобретения может быть использован упрощенный способ для быстрого определения, а затем установки идеальной температуры гидрирования, а степень конверсии олефинов и спиртов может стабильно поддерживаться на 100%, так что во фракции обработанной нафты, по существу, не остается олефинов или спиртов.
Способ получения минерального масла по настоящему изобретения является способом получения минерального масла фракции нафты с использованием вышеописанного способа гидрирования фракции нафты, а минеральное масло можно эффективно получать.
Несмотря на то что выше рассмотрены и проиллюстрированы предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, следует понимать, что они являются примерами настоящего изобретения и не могут считаться ограничивающими. Могут быть сделаны дополнения, опущения, замены и другие изменения, не выходящие за рамки объема притязаний настоящего изобретения. Соответственно, настоящее изобретение не следует считать ограниченным предшествующим описанием, а ограниченным только объемом притязаний приложенной формулы изобретения.
В вышеописанных вариантах осуществления изобретения углеводородные соединения, синтезированные на стадии реакции синтеза ФТ, подвергают фракционной перегонке на три фракции, а именно
- 8 021062 фракцию неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят и неочищенную парафиновую фракцию, в первой ректификационной колонне, где установлены две точки отбора фракций (150 и 360°С). Однако углеводородные соединения могут быть подвергнуты фракционной перегонке на две фракции, а именно среднюю фракцию неочищенной нафты и неочищенную парафиновую фракцию, в первой ректификационной колонне, где установлена одна точка отбора фракций (например, 360°С). В данном случае реактор 52 гидрирования среднего дистиллята и реактор 54 гидрирования фракции нафты объединены в один реактор гидрирования средней фракции нафты, а фракцию средней нафты гидрируют в едином процессе.
В данном гидрировании фракции средней нафты часть обработанной фракции средней нафты, выведенной из реактора гидрирования фракции средней нафты, может быть возвращена в реактор гидрирования фракции средней нафты. В данном случае, в приведенном выше описании способа гидрирования фракции нафты следует читать фракция средней нафты вместо фракция нафты, гидрирование фракции средней нафты может быть осуществлено тем же методом.
С другой стороны, чем ниже температура кипения каждой из фракций, составляющих углеводородные соединения, полученные на стадии реакции синтеза ФТ, тем выше содержание олефинов и спиртов во фракции, как описано выше. Соответственно, средняя фракция неочищенной нафты, полученная при фракционной перегонке с одной точкой отбора фракций, содержит более низкое количество олефинов и спиртов по сравнению с фракцией неочищенной нафты, полученной фракционной перегонкой с двумя точками отбора фракций. Следовательно, увеличение температуры в реакторе гидрирования средней фракции неочищенной нафты является маленьким по сравнению с гидрированием фракции неочищенной нафты. Таким образом, в некоторых случаях, возврат части средней фракции обработанной нафты в реактор гидрирования средней фракции нафты может и не быть необходимым. В подобных случаях, на стадии расчета разницы температур реактора можно рассчитать разницу между температурой на выходе реактора гидрирования средней фракции нафты и температурой на входе на основании только температуры реакции на стадии реакции синтеза ФТ, не принимая во внимание коэффициент возврата обработанной средней фракции нафты на стадии расчета разницы температур реактора. Затем, на основании расчета может быть проведено гидрирование средней фракции нафты таким же способом, как в вышеописанных вариантах осуществления гидрирования фракции нафты.
Промышленная применимость
Настоящее изобретение относится к способу гидрирования фракции нафты, в котором фракцию нафты, содержащуюся в углеводородных соединениях, синтезированных на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, гидрируют на стадии гидрирования фракции нафты, а часть обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, возвращают на стадию гидрирования фракции нафты, где способ включает стадию расчета разницы температур реактора, на которой определяют разницу между температурой на выходе реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе на основании температуры на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, и отношения скорости потока фракции обработанной нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, к скорости потока фракции обработанной нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, стадию измерения разницы температур реактора, на которой измеряют разницу между температурой на выходе реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, и стадию регулирования температуры реакции на стадии гидрирования фракции нафты таким образом, что разница между температурой на выходе реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, измеренная на стадии измерения разницы температур реактора, становится, по существу, равной разнице между температурой на выходе реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, определенной на стадии расчета разницы температур реактора, и способу получения минерального масла с использованием способа гидрирования фракции нафты.
В соответствии с настоящим изобретением степень протекания реакций с удалением примесей может быть определена быстро, без анализа обработанной фракции нафты, а установкой температуры реакции гидрирования на основании установленной степени протекания, стадию гидрирования фракции нафты можно соответствующим образом и быстро регулировать при помощи простого способа. Кроме того, может быть эффективно получено минеральной масло из фракции нафты.
Описание условных обозначений
54: реактор гидрирования фракции нафты
54а: линия подачи фракции неочищенной нафты
54Ь: линия подачи фракции обработанной нафты
54с: линия возврата
546: линия подачи газообразного водорода
54е: нагреватель
54ί, 54д: устройства измерения температуры
- 9 021062

Claims (4)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ гидрирования фракции нафты, в котором фракцию нафты, содержащуюся в углеводородных соединениях, синтезированных на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, подвергают гидрированию на стадии гидрирования фракции нафты, а часть обработанной фракции нафты, выходящей со стадии гидрирования фракции нафты, возвращают на стадию гидрирования фракции нафты, где способ включает стадии на которых рассчитывают разницу температур в реакторе для оценки разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты на основе температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша и отношения расхода обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, относительно расхода обработанной фракции нафты, выводимой со стадии гидрирования фракции нафты, измеряют разницу температур в реакторе путем измерения разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты и регулируют температуру реакции на стадии гидрирования фракции нафты так, чтобы разница между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, измеренная на стадии измерения разницы температур в реакторе, стала, по существу, равной разнице между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, установленной на стадии расчета разницы температур в реакторе.
  2. 2. Способ гидрирования фракции нафты по п.1, где разницу между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе оценивают на стадии расчета разницы температур в реакторе на основе зависимости между действительными эксплуатационными параметрами температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, отношением расхода обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, относительно расхода обработанной фракции нафты, выводимой со стадии гидрирования фракции нафты, и разницы между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе.
  3. 3. Способ получения минерального масла, включающий стадии на которых проводят реакцию синтеза Фишера-Тропша для синтеза углеводородных соединений из синтез-газа, включающего газообразный оксид углерода и газообразный водород из реакции синтеза ФишераТропша, гидрируют фракцию нафты, содержащуюся в углеводородных соединениях, синтезированных на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша в реакторе гидрирования фракции нафты, возвращают часть обработанной фракции нафты, выводимой со стадии гидрирования фракции нафты, на стадию гидрирования фракции нафты, рассчитывают разницу температур в реакторе для расчета разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты на основе температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша и отношения расхода обработанной фракции нафты, возвращенной в реактор гидрирования фракции нафты, относительно расхода обработанной фракции нафты, выведенной из реактора гидрирования фракции нафты, измеряют разницу между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты, регулируют температуры реакции на стадии гидрирования фракции нафты так, чтобы разница между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, измеренная на стадии измерения разницы температур в реакторе, стала, по существу, равной разнице между температурой на выходе из реактора гидрирования фракции нафты и температурой на входе, установленной на стадии расчета разницы температур в реакторе, и проводят фракционную перегонку фракции нафты, обработанной на стадии гидрирования фракции нафты, с получением в результате нафты как минерального масла.
  4. 4. Способ получения минерального масла по п.3, где разницу между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты рассчитывают на стадии расчета разницы температур в реакторе на основе зависимости между действительными эксплуатационными параметрами температуры реакции на стадии реакции синтеза Фишера-Тропша, отношения расхода обработанной фракции нафты, возвращенной на стадию гидрирования фракции нафты, относительно расхода обработанной фракции нафты, выведенной со стадии гидрирования фракции нафты, и разницы между температурой на выходе и температурой на входе реактора гидрирования фракции нафты.
EA201290265A 2009-11-06 2010-10-13 Способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла EA021062B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009254916 2009-11-06
PCT/JP2010/067927 WO2011055612A1 (ja) 2009-11-06 2010-10-13 ナフサ留分の水素化精製方法、および炭化水素油の製造方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290265A1 EA201290265A1 (ru) 2012-12-28
EA021062B1 true EA021062B1 (ru) 2015-03-31

Family

ID=43969852

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290265A EA021062B1 (ru) 2009-11-06 2010-10-13 Способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9023195B2 (ru)
EP (1) EP2497816B1 (ru)
JP (1) JP5420675B2 (ru)
CN (1) CN102630248B (ru)
AU (1) AU2010316418B2 (ru)
BR (1) BR112012010183A2 (ru)
CA (1) CA2779048C (ru)
EA (1) EA021062B1 (ru)
MY (1) MY160491A (ru)
WO (1) WO2011055612A1 (ru)
ZA (1) ZA201203411B (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9283531B2 (en) * 2013-09-10 2016-03-15 Uop Llc Split feed reactor bed in hydrotreater device
DE102015200035A1 (de) * 2015-01-05 2016-07-07 Hte Gmbh The High Throughput Experimentation Company Apparatur und Verfahren zur Untersuchung von Naphtha-Reformierungsprozessen
CN104673384B (zh) * 2015-03-02 2016-09-14 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 一种低温费托全馏分油多产中间馏分油的加氢精制方法
US9963647B2 (en) * 2015-05-13 2018-05-08 Saudi Arabian Oil Company Method to optimize crude slate for optimum hydrodesulfurization performance

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009041508A1 (ja) * 2007-09-28 2009-04-02 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation 合成ナフサの製造方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4132529A (en) * 1977-05-05 1979-01-02 Uop Inc. Temperature control in exothermic/endothermic reaction systems
FR2826295B1 (fr) 2001-06-25 2003-09-26 Inst Francais Du Petrole Dispositif et procede optimisant la circulation d'une suspension dans une installation comprenant un reacteur triphasique
JP2009041508A (ja) * 2007-08-10 2009-02-26 Denso Corp 燃料噴射ノズル

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009041508A1 (ja) * 2007-09-28 2009-04-02 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation 合成ナフサの製造方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN102630248B (zh) 2014-12-10
JPWO2011055612A1 (ja) 2013-03-28
CA2779048C (en) 2014-09-09
AU2010316418B2 (en) 2013-09-26
AU2010316418A1 (en) 2012-05-24
US20120211401A1 (en) 2012-08-23
ZA201203411B (en) 2013-08-28
EP2497816A4 (en) 2014-12-24
CN102630248A (zh) 2012-08-08
BR112012010183A2 (pt) 2016-04-12
EP2497816B1 (en) 2017-01-18
US9023195B2 (en) 2015-05-05
EA201290265A1 (ru) 2012-12-28
MY160491A (en) 2017-03-15
WO2011055612A1 (ja) 2011-05-12
EP2497816A1 (en) 2012-09-12
JP5420675B2 (ja) 2014-02-19
CA2779048A1 (en) 2011-05-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101821360B (zh) 合成石脑油的制造方法
AU2012233961B2 (en) Method for producing hydrocarbon oil, Fischer-Tropsch synthesis reaction device, and hydrocarbon oil production system
EA021062B1 (ru) Способ гидрирования фракции нафты и способ получения минерального масла
AU2010316361B2 (en) Hydrocracking process and process for producing hyrocarbon oil
CN103443253B (zh) 煤油基材的制造方法以及煤油基材
EP2554633B1 (en) Hydrocarbon preparation method
CA2750088C (en) Operation method of middle distillate hydrotreating reactor, and middle distillate hydrotreating reactor

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