EA023515B1 - Способ промывки реактора - Google Patents

Способ промывки реактора Download PDF

Info

Publication number
EA023515B1
EA023515B1 EA201390252A EA201390252A EA023515B1 EA 023515 B1 EA023515 B1 EA 023515B1 EA 201390252 A EA201390252 A EA 201390252A EA 201390252 A EA201390252 A EA 201390252A EA 023515 B1 EA023515 B1 EA 023515B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fraction
paraffin
solvent
oil
hydrocracking
Prior art date
Application number
EA201390252A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390252A1 (ru
Inventor
Синя Такахаси
Казухико 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 Энд Сумикин 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 Энд Сумикин Инджиниринг Ко., Лтд. filed Critical Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Publication of EA201390252A1 publication Critical patent/EA201390252A1/ru
Publication of EA023515B1 publication Critical patent/EA023515B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B3/00—Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
    • B08B3/04—Cleaning involving contact with liquid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto 
    • B08B9/08—Cleaning containers, e.g. tanks
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
    • B01J38/50—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended using organic liquids
    • B01J38/52—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended using organic liquids oxygen-containing
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
    • B01J38/50—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended using organic liquids
    • B01J38/56—Hydrocarbons
    • 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/22—Non-catalytic cracking in the presence of 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/36—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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C10G2300/1014—Biomass of vegetal origin
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4031—Start up or shut down operations
    • 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
    • C10G2300/44—Solvents
    • 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)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)

Abstract

Способ очистки реактора по настоящему изобретению включает пропускание растворителя через установку гидрокрекинга парафиновой фракции, в которую загружен катализатор и в которую прекращают подачу парафиновой фракции, где растворитель включает по меньшей мере одно масло, выбранное из группы, состоящей из минерального и растительного масел, и имеет содержание серы менее 5 ч.млн и находится в жидком состоянии при 15°С.

Description

Настоящее изобретение относится к способу очистки реактора и, в частности, к способу очистки устройства для гидрокрекинга.
Уровень техники
В последнее время в связи с требованиями снижения нагрузки на окружающую среду возросла потребность в безопасных для окружающей среды и чистых жидких топливах, имеющих низкое содержание серы и низкое содержание ароматических углеводородов. С этой точки зрения рассмотрен в качестве метода получения базового компонента жидкого топлива, не содержащего серы или ароматических углеводородов и обогащенного алифатическими углеводородами, в частности, базового компонента для керосина/дизельного топлива, метод, предусматривающий использование реакции синтеза ФишераТропша (далее по тексту иногда называемой реакцией синтеза ФТ) с применением оксида углерода и водорода в качестве исходных материалов (смотри, например, патентный документ 1).
Синтетическое масло (неочищенное масло), полученное по реакции синтеза ФТ (далее по тексту иногда называемое синтетическим маслом ФТ), представляет собой смесь, содержащую алифатические углеводороды, имеющие широкое распределение по числу атомов углерода, в качестве основных компонентов. Из синтетического масла ФТ можно получить фракцию нафты, обогащенную компонентом, имеющим температуру кипения ниже приблизительно 150°С, среднюю фракцию, обогащенную компонентом, имеющим температуру кипения от приблизительно 150°С до приблизительно 360°С, и парафиновую фракцию (далее по тексту иногда называемую парафиновой фракцией ФТ), содержащую более тяжелые углеводородные компоненты, чем средняя фракция (имеющая температуру кипения, превышающую приблизительно 360°С). Из данных фракций среднюю фракцию, которая является наиболее используемой фракцией, соответствующей базовому компоненту для керосина/дизельного топлива, получают желательным образом с самым высоким выходом. Поэтому, на стадии повышения качества для получения базового компонента для топлива из синтетического масла ФТ выход средней фракции, в целом, повышается за счет конверсии парафиновой фракции ФТ, которая образуется в большом количестве вместе со средней фракцией на стадии реакции синтеза ФТ, в компонент, соответствующий средней фракции, за счет снижения молекулярной массы в результате гидрокрекинга.
Парафиновую фракцию ФТ, полученную из синтетического масла ФТ фракционированием, подвергают гидрокрекингу на стадии гидрокрекинга парафиновой фракции, а затем разделяют на газ и жидкость на стадии газо-жидкостной сепарации. Жидкий компонент (минеральное масло), полученный на этой стадии, подают в ректификационную колонну ниже по потоку вместе со средней фракцией, которую предварительно фракционируют из синтетического масла ФТ и отдельно подвергают гидрогенизационной очистке, и фракционируют на ней с получением средней фракции (фракция керосина/дизельного топлива). В этот момент из куба ректификационной колонны извлекают тяжелый компонент (кубовое масло), который содержит главным образом так называемый нерасщепленный парафин, который на стадии гидрокрекинга парафиновой фракции не был гидрокрекирован до такого уровня, чтобы иметь температуру кипения в интервале температур кипения средней фракции. Общее количество кубового масла направляют на циркуляцию, повторно подавая его вместе с парафиновой фракцией с реакционной стадии синтеза ФТ на стадию гидрокрекинга парафиновой фракции и гидрокрекируют вновь (смотри, например, патентный документ 2).
Метод получения минерального масла, такого как вышеупомянутое жидкое топливо, известен как процесс ОТЬ (газ-в-жидкость), в котором синтетический газ, содержащий газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов, образуется из газообразного углеводорода, такого как природный газ, используемый в качестве исходного материала в соответствии с реакцией реформинга, а затем образуется минеральное масло при использовании синтез-газа в качестве исходного материала для реакции синтеза ФТ.
Список цитат
Патентная литература
Патентный документ 1: публикация выложенной патентной заявки Японии № 2004-323626.
Патентный документ 2: публикация выложенной патентной заявки Японии № 2007-204506. Сущность изобретения Техническая проблема
На заводе по производству минерального масла, такого как жидкое топливо, в соответствии с вышеупомянутым методом катализатор выгружают из реактора, когда работа останавливается, и заменяют новым катализатором или подвергают его регенерации. В течение времени, когда работа реактора остановлена, реакционную жидкость, остающуюся в реакторе, обычно выдувают, например, газообразным азотом; однако жидкость частично остается в реакторе, например, в областях между частицами катализатора, загруженного в реактор. В установке гидрокрекинга парафиновой фракции масло, содержащее парафиновую фракцию, остается в областях между частицами катализатора гидрокрекинга, загруженного в реактор. Поскольку частицы катализатора охлаждены приблизительно до нормальной температуры в момент выгрузки катализатора, парафиновая фракция отверждается и фиксирует частицы катализатора друг с другом, затрудняя выгрузку частиц катализатора. Это является проблемой.
- 1 023515
Обычно при регенерации выгруженного катализатора сначала осуществляют обезжиривание с удалением масла при нагревании катализатора, содержащего масло, прилипшее к нему, в атмосфере, такой как атмосфера азота, с испарением масла. Однако трудно удалить достаточно масла при обезжиривании, поскольку парафиновая фракция трудно испаряется из катализатора гидрокрекинга, имеющего масло, содержащее прилипшую к нему парафиновую фракцию. Когда катализатор, из которого масло удалено недостаточно, нагревают на воздухе для регенерации, оставшееся масло загорается, повышая температуру. В результате активный металл агрегирует, снижая тем самым свою активность.
Настоящее изобретение разработано в рассмотренных выше обстоятельствах и направлено на обеспечение метода очистки реактора, способного облегчить выгрузку катализатора из установки гидрокрекинга парафиновой фракции и регенерацию катализатора.
Решение проблемы
Чтобы решить вышеупомянутые проблемы, настоящее изобретение предлагает способ очистки реактора, включающий пропускание растворителя через установку гидрокрекинга парафиновой фракции, в которую загружен катализатор и в которую прекращают подачу парафиновой фракции, причем растворитель включает, по меньшей мере, одно масло, выбранное из группы, состоящей из минеральных и растительных масел, и имеющее содержание серы меньше 5 ч.млн. и находящееся в жидком состоянии при 15°С.
В настоящем изобретении парафиновая фракция относится к фракции, содержащей фракцию, имеющую температуру кипения выше 360°С, в количестве 80 мас.% или больше в расчете на общую массу фракции, и нормальные парафины в количестве 70 мас.% или больше. Кроме того, содержание серы относится к концентрации серы (ч.млн. по массе), которая представляет собой концентрацию всех соединений серы в растворителе и выражена в эквиваленте атомов серы. Следует отметить, что соединения серы включают серу, неорганические соединения серы и органические соединения серы.
Согласно способу очистки реактора по настоящему изобретению парафиновая фракция, присутствующая на поверхности и периферии частиц катализатора, может быть удалена пропусканием вышеупомянутого конкретного растворителя через установку гидрокрекинга, в которую загружен катализатор и в которую прекращена подача парафиновой фракции. Таким образом, катализатор может быть легко выгружен из установки гидрокрекинга и регенерирован при одновременном предотвращении повышения температуры, вызванном загоранием оставшегося масла в ходе регенерации катализатора. Кроме того, поскольку содержание серы в растворителе составляет менее 5 ч.млн., то оказывается возможным в достаточной степени предотвратить накопление серы, оставшейся в проточном канале для продуктов реакции гидрокрекинга и т.п., и отрицательное воздействие на катализатор, подлежащий регенерации. Кроме того, поскольку растворитель находится в жидком состоянии при 15°С, присутствие или отсутствие отложений парафина можно визуально проверить при охлаждении растворителя, выводимого из установки гидрокрекинга парафиновой фракции. На основании этого, проверяют присутствие или отсутствие парафиновой фракции в растворителе, используемом для очистки, иными словами, присутствие или отсутствие оставшейся парафиновой фракции внутри устройства гидрокрекинга парафиновой фракции, и, таким образом, легко определить, завершилась ли или нет стадия очистки.
В способе очистки реактора по настоящему изобретению предпочтительно осуществлять отбор контрольного образца из растворителя, выводимого из устройства гидрокрекинга парафиновой фракции, чтобы проверить наличие или отсутствие отложений парафина в контрольном образце при заранее заданной температуре и продолжить подачу растворителя, если отложение парафина подтверждается, и прекратить подачу растворителя, если отложение парафина не подтверждается.
Следует отметить, что вышеупомянутая заранее заданная температура может быть соответствующим образом установлена таким образом, чтобы концентрация парафина в растворителе подтверждала снижение до желательного уровня на основе предварительно полученной зависимости между концентрацией парафина в растворителе, которая отличается, в зависимости от типа используемого растворителя, и температурой, при которой парафин начинает отлагаться. Таким путем возможно легко проверить, в достаточной ли степени удалена парафиновая фракция из установки гидрокрекинга парафиновой фракции.
В способе очистки реактора по настоящему изобретению очистка может быть осуществлена без кратковременного ущерба и с небольшим количеством растворителя, использованного для установки вышеуказанной заранее заданной температуры, так, чтобы попасть в интервал от -20 до 40°С.
Кроме того, в способе очистки реактора по настоящему изобретению предпочтительно, чтобы растворитель проходил по установке гидрокрекинга парафиновой фракции, затем перегонялся в ректификационной колонне, расположенной ниже по потоку от установки гидрокрекинга парафиновой фракции, и вновь проходил через установку гидрокрекинга парафиновой фракции. В данном случае количество использованного растворителя может быть резко снижено. Кроме того, в ректификационной колонне парафиновая фракция может быть отделена от растворителя, использованного для очистки.
В способе очистки реактора по настоящему изобретению предпочтительно, чтобы растворителем был углеводород, образованный в процессе ОТЬ. В данном случае, если способ очистки реактора по настоящему изобретению применен к реактору процесса ОТЬ, то возможно предотвратить возникновение
- 2 023515 проблем, таких как загрязнение продукта растворителем, использованным для очистки.
В настоящем изобретении процесс СТЬ относится к процессу, включающему получение синтезгаза, содержащего газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов, из газообразного углеводорода, использованного в качестве исходного материала в соответствии с реакцией реформинга, получение жидкого углеводорода при использовании синтез-газа в качестве сырьевого материала для реакции синтеза ФТ и дополнительное получение различных минеральных масел, таких как жидкое топливо, из жидких углеводородов.
Кроме того, предпочтительно, чтобы растворителем была фракция дизельного топлива, образованная в процессе СТЬ. В данном случае проблема загрязнения продукта может быть предотвращена, а извлечение и повторное применение использованного растворителя могут быть облегчены.
Положительные эффекты от изобретения
Согласно настоящему изобретению возможно обеспечить способ очистки реактора, способный облегчить вывод катализатора из установки гидрокрекинга парафиновой фракции и регенерацию катализатора.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема, показывающая установку для получения минерального масла;
На фиг. 2 представлена схема, показывающая установку для получения минерального масла, к которой применен способ очистки реактора по настоящему изобретению; и
На фиг. 3 представлена схема, показывающая другую установку для получения минерального масла, к которой применен способ очистки реактора по настоящему изобретению.
Описание вариантов осуществления изобретения
Способ очистки реактора по настоящему изобретению может быть применен к установке для использования в производстве минерального масла. Перед тем как рассматривать способ очистки по настоящему изобретению, будет рассмотрено производство минерального масла и устройство для получения углеводорода. На фиг. 1 представлена схема, показывающая установку для производства минерального масла. Производственная установка 100, показанная на фиг. 1, главным образом составляет часть стадии повышения качества процесса СТЬ.
Установка 100 по производству минерального масла включает первую ректификационную колонну 10, предназначенную для фракционирования синтетического масла ФТ, которое поступает из реактора синтеза ФТ по линии 1, на фракцию нафты, среднюю фракцию и парафиновую фракцию; установку 20 по гидрогенизационной очистке средней фракции, предназначенную для гидрирования и гидроизомеризации средней фракции, поступающей по линии 3; установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, предназначенную для гидрокрекинга парафиновой фракции, поступающей по линии 4. Фракция нафты поступает в установку гидрогенизационной очистки фракции нафты (не показана на фигуре) по линии 2. В установку 20 гидрогенизационной очистки средней фракции загружают катализатор 22 гидрогенизационной очистки, а в устройство 30 гидрокрекинга парафиновой фракции загружают катализатор 32 гидрокрекинга. Установка 100 получения минерального масла дополнительно включает вторую ректификационную колонну 40, в которую подают масло, выходящее из установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции, по линии 5, а продукт гидрокрекинга из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции подают по линии 6, в которой смесь данных фракций фракционируется, ниже по потоку от установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции и установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Вторая ректификационная колонна 40 оснащена линиями 8, 9, 11 и 12, каждая для вывода отогнанной фракции.
Далее будет рассмотрен пример получения минерального масла (далее по тексту иногда называемого примером получения) в установке 100 по производству минерального масла.
Синтетическое масло ФТ, использованное в примере получения, конкретно не ограничено, поскольку оно синтезировано методом синтеза ФТ; однако, в виду увеличения выхода средней фракции, оно предпочтительно содержит углеводород, имеющий температуру кипения приблизительно 150°С или больше, в количестве 80 масс. % или больше в расчете на общую массу синтетического масла ФТ. Кроме того, синтетическое масло ФТ, которое обычно получают известным методом, основанным на реакции синтеза ФТ, представляет собой смесь, содержащую алифатические углеводороды, имеющие широкое распределение по числу атомов углерода, в качестве основного компонента; однако синтетическое масло ФТ может представлять фракцию, полученную предварительно соответствующим фракционированием смеси.
Фракция нафты представляет собой компонент, отогнанный при температуре ниже приблизительно 150°С в первой ректификационной колонне 10. Средняя фракция представляет собой компонент, отогнанный при температур от приблизительно 150°С до приблизительно 360°С в первой ректификационной колонне 10. Парафиновая фракция представляет собой компонент, который отгоняют при температуре приблизительно 360°С в первой ректификационной колонне 10 и выводят из куба колонны. Следует отметить, что в тексте описания случай, когда установлены две точки отбора фракции (т.е., приблизительно 150°С и приблизительно 360°С) в первой ректификационной колонне 10 с получением трех фракций, показан как предпочтительный вариант осуществления изобретения; однако, например, может быть
- 3 023515 установлена одна точка отбора фракции с получением фракции точки отбора или меньше, которую вводят как среднюю фракцию в установку 20 гидрогенизационной очистки средней фракции по линии 3, и фракции ниже точки отбора, которую выводят как парафиновую фракцию по линии 4.
В установке гидрогенизационной очистки фракции нафты (не показана на фигуре) фракция нафты подвергается гидрогенизационной очистке известным методом, тогда как олефины, которые являются побочными продуктами реакции синтеза ФТ и содержатся во фракции нафты, превращаются в насыщенный углеводород. В отличие от этого, кислородсодержащее соединение, такое как спирт, содержащее атом кислорода, образованный оксидом углерода, превращается в углеводород и воду.
В установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции олефин и кислородсодержащее соединение, содержащееся в средней фракции, превращаются известным образом в насыщенный углеводород, как и в установке гидрогенизационной очистки фракции нафты. В то же время в случае, когда базовый компонент жидкого топлива получают как образующееся масло, чтобы улучшить его низкотемпературные свойства (текучесть при низких температурах), по меньшей мере часть нормальных парафинов, содержащиеся в средней фракции, гидроизомеризуют и превращают в изопарафин.
Тип установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции не ограничивается; однако предпочтительным является циркуляционный реактор с неподвижным слоем. Реактор может состоять из единственной установки или нескольких установок, расположенных последовательно или параллельно. Кроме того, каталитический слой, расположенный в реакторе, может быть образован одной установкой или распределен на множество частей.
В качестве катализатора, загружаемого в установку 20 гидрогенизационной очистки средней фракции, может быть использован катализатор, обычно используемый для гидрогенизационной очистки и/или гидроизомеризации в ходе очистки нефти или т.п., в частности, катализатор, полученный присоединением активного металла, обладающего способностью к гидрированию (дегидрогенизации), на неорганическом носителе. В качестве активного металла, составляющего катализатор, используется по меньшей мере один тип металла, выбранного из группы, состоящей из металлов, принадлежащих группам 6, 8, 9 и 10 Периодической таблицы элементов. Конкретные примеры данных металлов включают такие благородные металлы, как платина, палладий, родий, рутений, иридий и осмий, и кобальт, никель, молибден, вольфрам и железо; предпочтительно платина, палладий, никель, кобальт, молибден и вольфрам и еще более предпочтительно платина и палладий. Кроме того, предпочтительно, чтобы данные металлы были использованы в комбинации с множеством типов металлов. В данном случае примеры предпочтительных комбинаций их включают платина-палладий, кобальт-молибден, никель-молибден, никелькобальт-молибден и никель-вольфрам. Следует отметить, что Периодическая таблица элементов в настоящем документе относится к Периодической таблице элементов типа длинных периодов на основе определения ЩРЛС (Международный Союз по теоретической и прикладной химии). Примеры неорганического носителя, составляющего катализатор, как упомянуто выше, включают такие оксиды металлов, как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония и оксид бора. Данные оксиды металлов могут быть использован по отдельности или в виде смеси двух или нескольких или комплекс на основе оксидов металлов, такой как диоксид кремния - оксид алюминия, диоксид кремния диоксид циркония, оксид алюминия - оксид цирконии и оксид алюминия -оксид бора. Неорганический носитель, с точки зрения эффективности осуществления гидроизомеризации нормальных парафинов одновременно с гидрогенизационной очисткой, представляет предпочтительно комплекс на основе оксидов металлов, являющихся твердыми кислотами, такой как диоксид кремния - оксид алюминия, диоксид кремния - диоксид циркония, оксид алюминия - диоксид циркония и оксид алюминия - оксид бора. Кроме того, неорганический носитель может содержать небольшое количество цеолита. Кроме того, неорганический носитель может содержать связующее, чтобы улучшить формуемость и механическую прочность носителя. Примеры предпочтительного связующего включают оксид алюминия, диоксид кремния и оксид магния.
Содержание активного металла в катализаторе в том случае, когда активным металлом является благородный металл, как упомянуто выше, составляет предпочтительно от 0,1 до 3 мас.% в расчете на атомы металла от массы носителя. Кроме того, в случае, когда активным металлом является металл, отличающийся от вышеупомянутых благородных металлов, содержание составляет предпочтительно от приблизительно 2 до 50 мас.% в расчете на оксид металла от массы носителя. Если содержание активного металла составляет меньше величины нижнего предела, гидрогенизация и гидроизомеризация вряд ли будут протекать в достаточной степени. В отличие от этого, если содержание активного металла превышает величину верхнего предела, снижается распределение активного металла, что ведет к тому, что активность катализатора вероятнее всего снизится, что приведет к повышению стоимости катализатора.
В примере получения температура реакции в установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции составляет, например, от 180 до 400°С, предпочтительно от 280 до 350°С и также предпочтительно от 300 до 340°С. В настоящем документе температура реакции относится к средней температуре слоя катализатора в установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции. Если температура реакции представляет более низкий температурный предел или больше, средняя фракция претерпевает достаточную гидрогенизацию и гидроизомеризацию. Если температура реакции представляет среднюю
- 4 023515 величину температуры или меньше, то реакция разложения средней фракции может быть предотвращена от одновременного протекания, а также можно предотвратить снижение срока службы катализатора.
Давление (парциальное давление водорода) в установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции составляет, например, от 0,5 до 12 МПа, предпочтительно от 1 до 5 МПа. Если давление в установке гидрогенизации составляет 0,5 МПа или больше, неочищенная средняя фракция в достаточной степени претерпевает гидрогенизацию и гидроизомеризацию. Если давление составляет 12 МПа или меньше, можно предотвратить увеличение затрат на повышение сопротивления оборудования действию давления.
Часовая объемная скорость жидкости (ЬН8У) в установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции составляет, например, от 0,1 до 10 ч-1 и предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Если величина ЬН8У составляет 0,1 ч-1 или больше, то нет необходимости избыточно увеличивать объем реактора. Если величина ЬН8У составляет 10 ч-1 или меньше, то средняя фракция претерпевает эффективную гидрогенизацию и гидроизомеризацию.
Отношение газообразный водород/масло в установке 20 гидрогенизации средней фракции составляет, например, от 50 до 100 н.л./л и предпочтительно от 70 до 800 н.л. Н.л. в настоящем документе относится к объему (л) в нормальных условиях (0°С, 101325 Па). Если отношение газообразный водород/масло составляет 50 н.л./л или больше, средняя фракция в достаточной степени гидрируется и гидроизомеризуется. Если отношение составляет 1000 н.л./л или меньше, оборудование для подачи большого количества газообразного водорода не требуется, и можно избежать увеличения производственных затрат.
В установке 20 гидрогенизационной очистки средней фракции, как упомянуто выше, установка 20 гидрогенизации предпочтительно работает таким образом, что олефин и кислородсодержащее соединение, содержащееся в средней фракции, полностью превращаются в насыщенный углеводород; в то же время, керосиновая фракция и фракция дизельного топлива, полученные из второй ректификационной колонны 40, удовлетворяют желательным низкотемпературным свойствам (показателю холодного течения).
В установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции парафиновая фракция гидрокрекируется известным методом с использованием катализатора гидрокрекинга и превращается в компонент, соответствующий средней фракции. В то же время, кислородсодержащее соединение, такое как олефин и спирт, содержащееся в парафиновой фракции, превращается в парафин.
Кроме того, в случае, когда базовый компонент жидкого топлива одновременно получают как нефтепродукт, также протекает гидроизомеризация нормальных парафинов, которые вносят вклад в улучшение низкотемпературных свойств (показателя текучести на холоде) образующегося масла как базового компонента жиидкого топлива.
В то же время, часть парафиновой фракции претерпевает избыточный гидрокрекинг и превращается в углеводород, соответствующий фракции нафты, которая имеет еще более низкую температуру кипения, чем интервал температур кипения углеводородов, соответствующих желательной средней фракции. Кроме того, дополнительно протекает гидрокрекинг части, и часть превращается в газообразные углеводороды, содержащие 4 или менее атомов углерода, такие как бутаны, пропан, этан и метан.
Тип установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции не ограничивается, однако предпочтительно это циркуляционный реактор с неподвижным слоем. Реактор может состоять из одного блока или нескольких блоков, расположенных последовательно или параллельно. Кроме того, слой катализатора, установленный в реакторе, может быть образован одним блоком или распределен по нескольким частям.
Примеры катализатора гидрокрекинга, который может быть использован в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, включает катализатор, полученный присоединением металла, принадлежащего к группам с 8 по 10 Периодической таблицы элементов, в качестве активного металла к носителю, содержащему твердую кислоту. Примеры предпочтительного носителя включают кристаллический цеолит, такой как ультрастабилизированный цеолит Υ-типа (υδΥ), цеолит Υ-типа, мордернит и β-цеолит, и носитель, содержащий по меньшей мере один тип твердой кислоты, выбранный из термостойких комплексов на основе аморфного оксида металла, такой как диоксид кремния - оксид алюминия, диоксид кремния - диоксид циркония и оксид алюминия -оксид бора. Кроме того, носитель более предпочтительно состоит из цеолита υδΥ и, по меньшей мере, одной твердой кислоты, выбранной из диоксида кремния-оксида алюминия, оксида алюминия-оксида бора и диоксида кремния-диоксида циркония.
Цеолит υδΥ представляет ультрастабилизированный цеолит, полученный гидротермической обработкой цеолита Υ-типа и/или кислотной обработкой, и имеет размер пор размером в интервале от 2 до 10 нм, вновь образованных при добавлении к микропористой структуре, называемых микропорами, имеющими размер 2 нм или меньше, чем первоначально имеет цеолит Υ. Средний размер частиц цеолита υδΥ конкретно не ограничивается, однако он предпочтительно составляет 1,0 мкм или меньше и более предпочтительно 0,5 мкм или меньше. Кроме того, цеолит υδΥ, молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия (молярное отношение диоксида кремния относительно оксида алюминия) составляет предпочтительно от 10 до 200, более предпочтительно от 15 до 100 и еще более предпочтительно от 20 до 60.
Кроме того, носитель предпочтительно состоит из кристаллического цеолита в количестве от 0,1 до
- 5 023515 мас.% и термостойкого аморфного комплекса на основе оксидов металлов в количестве от 0,1 до 60 мас.%.
Носитель может быть получен формованием композиции носителя, содержащей твердую кислоту и связующее, с последующим прокаливанием. Доля в смеси твердой кислоты составляет предпочтительно от 1 до 70 мас.% в расчете на все количество носителя и более предпочтительно от 2 до 60 мас.%. Помимо этого, в случае, когда носитель состоит из цеолита υδΥ, доля в смеси цеолита υδΥ составляет предпочтительно от 0,1 до 10 мас.% в расчете на массу всего носителя и более предпочтительно от 0,5 до 5 мас.%. Кроме того, в случае, когда носитель состоит из цеолита υδΥ и оксида алюминия оксида бора, отношение смешения цеолита υδΥ и оксида алюминия оксида бора (цеолит υδΥ/оксид алюминия оксид бора) составляет предпочтительно от 0,03 до 1 по массе. Кроме того, в случае, когда носитель состоит из цеолита υδΥ и диоксида кремния оксида алюминия, отношение смешения цеолита υδΥ и диоксида кремния оксида алюминия (цеолит υδΥ/диоксид кремния оксида алюминия) составляет предпочтительно от 0,03 до 1 по массе.
Связующее конкретно не ограничивается, однако оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана и оксид магния являются предпочтительными, а оксид алюминия является более предпочтительным. Содержание связующего составляет предпочтительно от 20 до 98 мас.% в расчете на массу всего носителя и более предпочтительно от 30 до 96 мас.%.
Температура прокаливания композиции носителя, как упомянуто выше, предпочтительно лежит в интервале от 400 до 550°С, более предпочтительно в интервале от 470 до 530°С и еще более предпочтительно в интервале от 490 до 530°С.
Конкретные примеры металлов, принадлежащих группам 8-10 Периодической таблицы элементов, включают кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платину. Из них, предпочтительно использовать металлы, выбранные из никеля, палладия и платины, по отдельности или в комбинации двух типов или более. Данные металлы могут быть присоединены к носителю, как упомянуто выше, традиционным способом, таким как импрегнирование и ионный обмен. Количество присоединяемого металла конкретно не ограничивается, однако общее количество металла предпочтительно составляет от 0,1 до 3,0 мас.% относительно массы носителя.
Парциальное давление водорода в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции составляет, например, от 0,5 до 12 МПа и предпочтительно от 1,0 до 5,0 МПа.
Часовая объемная скорость жидкости ΟδΥ’Ι установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции составляет, например, от 0,1 до 10,0 ч-1 и предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Отношение газообразного водорода и парафиновой фракции (отношение водород/масло) конкретно не ограничено, однако, например, отношение составляет от 50 до 1000 н.л./л и предпочтительно от 70 до 800 н.л./л. Следует отметить, что ’ΈΗδν (часовая объемная скорость жидкости) в настоящем документе относится к объемному расходу парафиновой фракции в нормальных условиях (25°С, 101325 Па) на единицу объема слоя (слоя катализатора), состоящего из катализатора, загруженного в циркуляционный реактор с неподвижным слоем. Единица ч-1 представляет обратную величину часов. Кроме того, н.л., которая является единицей объема водорода в отношении газообразный водород/масло, относится к объему водорода (л) в нормальных условиях (0°С, 101325 Па).
Помимо этого, температура реакции (средневзвешенная температура слоя катализатора) в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции составляет, например, от 180 до 400°С, предпочтительно от 200 до 370°С, более предпочтительно от 250 до 350°С и еще более предпочтительно от 280 до 350°С. Когда температура реакции превышает 400°С, гидрокрекинг протекает в избыточной степени, и выход желательной средней фракции снижается. Кроме того, продукт гидрокрекинга окрашен, и его использование в качестве базового компонента жидкого топлива иногда ограничено. В отличие от этого, в случае когда температура реакции составляет ниже 180°С, гидрокрекинг парафиновой фракции протекает недостаточно, и выход средней фракции стремится к снижению. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, в парафиновой фракции удаляются недостаточно. Следует отметить, что температура реакции контролируется путем регулирования заданной температуры на выходе из теплообменника, установленного, например, на линии 4.
В установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, как упомянуто выше, установка 30 гидрокрекинга парафиновой фракции предпочтительно работает так, что содержание конкретного углеводородного компонента, содержащегося в продукте гидрокрекинга, в частности, содержание углеводородного компонента, имеющего температуру кипения 25°С или выше и 360°С или меньше, составляет предпочтительно от 20 до 90 мас.% в расчете на массу всего продукта гидрокрекинга, имеющего температуру кипения 25°С или больше, более предпочтительно от 30 до 80 мас.% и еще более предпочтительно от 45 до 70 мас.%. Если содержание конкретного углеводородного компонента лежит в интервале, указанном выше, скорость протекания гидрокрекинга является соответствующей, и выход средней фракции может быть увеличен. Следует отметить, что продукт гидрокрекинга в настоящем документе относится ко всем продуктам, включая неразложившийся парафин и легкие углеводороды, образовавшиеся при избыточном гидрокрекинге.
Продукт гидрокрекинга, полученный из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, вводят
- 6 023515 в устройство газожидкостного разделения (не показано на фигуре) и разделяют на газовый компонент и жидкий компонент. После этого, жидкий компонент подают по линии 6 и смешивают с маслом, выгружаемым из установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции и поступающим по линии 5, а затем подают во вторую ректификационную колонну 40. В отличие от этого, газовый компонент, отделенный в устройстве газо-жидкостного разделения, который содержит газообразный водород, содержащий газообразные углеводороды, образовавшиеся при избыточном гидрокрекинге парафиновой фракции в качестве основного компонента, подают в установку 20 гидрогенизационной очистки средней фракции или установку гидрогенизационной очистки фракции нафты и могут повторно использовать как водород для реакции гидрогенизации.
Кроме того, устройство газо-жидкостного разделения, упомянутое выше, может быть установлено на нескольких стадиях. В таком случае, если используется метод ступенчатого охлаждения, можно предотвратить такое явление, как закупорка установки 30, которая вызвана отверждением компонента (особенно неразложившегося парафина), имеющего высокую температуру отверждения и содержащегося в продукте гидрокрекинга, поступающего из установки 30, при быстром охлаждении.
Следует отметить, что масло, выводимое из установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции и подаваемое по линии 5, и жидкий компонент продукта гидрокрекинга, поступающий по линии 6, могут быть смешаны либо методом линейного смешения, либо смешением в емкости.
Во второй ректификационной колонне 40 установлено несколько точек отбора фракций, в зависимости от того, какое минеральное масло необходимо отобрать, производится перегонка смеси масла, выводимого из установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции и продукта гидрокрекинга, выводимого из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. В примере получения установлены, например, температуры отбора фракций 150, 250, 360°С. Таким путем выводят фракцию нафты (нафта СТЬ) по линии 8, керосиновую фракцию (керосин СТЬ) выводят по линии 9, фракцию дизельного топлива (дизельное топливо СТЬ) выводят по линии 11 и кубовое масло, содержащее неразложившийся парафин в качестве основного компонента, выводят по линии 12. Общее количество выведенного кубового масла, направляют на рецикл в установку 20 гидрокрекинга парафиновой фракции и вновь подвергают гидрокрекингу.
Далее будет рассмотрен случай, когда способ очистки реактора по настоящему изобретению применяют к вышеупомянутой установке по производству минерального масла.
На фиг. 2 представлена схема, показывающая установку по производству минерального масла, к которой применен способ очистки реактора по настоящему изобретению. Установка 110 по производству минерального масла, показанная на фиг. 2, имеет ту же конструкцию, что и установка 100 по производству минерального масла, показанная на фиг. 1, за исключением того, что линия 14 подачи растворителя, включающая, по меньшей мере, одно масло, выбранное из группы, состоящей из углеводородных и растигельных масел, и имеющее содержание серы менее 5 ч.млн. и находящееся в жидком состоянии при 15°С, по линии 4 дополнительно поступает в установку 100 по производству минерального масла.
В установке 110 по производству минерального масла растворитель по настоящему изобретению, подаваемый с линии 14 на линию 4, поступает в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции для проведения способа очистки реактора по настоящему изобретению.
Примеры растворителя, включающего, по меньшей мере, одно масло, выбранное из группы, состоящей из минеральных и растительных масел, и имеющее содержание серы менее 5 ч.млн. и находящееся в жидком состоянии при 15°С, использованное в данном варианте осуществления изобретения, включают минеральное масло, полученное способом СТЬ, такое как легкое масло СТЬ, керосин СТЬ, нафта, легкое масло с низким содержанием серы на нефтяной основе, имеющее содержание введенной серы 5 ч.млн. или меньше, растительное масло и их смесь. Легкое масло СТЬ, керосин СТЬ и нафта СТЬ могут представлять легкое масло СТЬ, керосин СТЬ и нафту СТЬ, очищенные гидрогенизацией, или соответствующие фракции, т.е., неочищенное легкое масло СТЬ, неочищенный керосин СТЬ и неочищенную нафту СТЬ, которые не были подвергнуты гидрогенизационной очистке. Примеры растительного масла включают рапсовое масло и соевое масло. Из них, предпочтительными являются гидрированное легкое масло СТЬ, керосин СТЬ и нафта СТЬ и более предпочтительным является гидрированное легкое масло СТЬ по тем причинам, что растворимость парафиновой фракции в них является высокой; компонент, отличный от углеводорода, ароматического углеводорода и нафтенового углеводорода, по существу, не содержится; отсутствует вероятность загрязнения продукта СТЬ, и растворитель является доступным на том же предприятии.
Вариант осуществления изобретения в части способа очистки реактора по настоящему изобретению будет рассмотрен на примере случая, когда очищенное легкое масло СТЬ используют в качестве растворителя очистки производственной установки 110, показанной на фиг. 2.
Во-первых, в производственной установке 110 останавливают подачу парафиновой фракции из куба первой дистилляционной колонны 10 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Кроме того, останавливают циркуляцию кубового масла из второй ректификационной колонны 40 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Подача газообразного водорода, используемого для гидрокрекинга, может быть продолжена или остановлена. Кроме того, работа установки 20 гидрогенизационной очи- 7 023515 стки средней фракции может быть остановлена или продолжена.
Далее, легкое масло ОТЬ, служащее растворителем очистки, подают с линии 14 и направляют по линии 4 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. В качестве легкого масла ОТЬ может быть использовано легкое масло ОТЬ, хранящееся на том же предприятии. Температура подачи растворителя очистки регулируется теплообменником для нагревания (не показан), установленным на линии 4. Температуру, которая составляет по меньшей мере 280°С или меньше и предпочтительно 250°С или меньше, регулируют на уровне температуры (например, 120°С или больше), при которой течет парафиновая фракция. Когда осуществляют подачу растворителя очистки, оставшаяся парафиновая фракция внутри установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, удаляется.
Растворитель очистки, содержащий парафиновую фракцию, выведенную из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, подают во вторую ректификационную колонну 40 по линии 6. В этот момент температура растворителя очистки, содержащего парафиновую фракцию, подаваемого во вторую ректификационную колонну 40, регулируется теплообменником (не показан на фигуре), установленным для нагревания ниже от места соединения линии 6 и линии 5. Температуру регулируют таким образом, чтобы температура кубовой зоны второй ректификационной колонны 40 была ниже 280°С и достигала температуры (например, 120°С или больше), при которой парафиновая фракция течет. Регулированием температуры кубовой части второй ректификационной колонны, как указано выше, обеспечивается течение легкого масла ОТЬ, служащего растворителем очистки во второй ректификационной колонны, вниз в кубовую часть вместе с парафиновой фракцией, содержащейся в растворителе очистки, без газификации или отгонки.
Следует отметить, что в данном варианте осуществления изобретения, поскольку легкое масло ОТЬ использовано в качестве растворителя очистки, можно обеспечить легкое течение растворителя очистки вниз во вторую ректификационную колонну 40 в направлении кубовой части и ее вывод из кубовой части.
Из кубовой части второй ректификационной колонны 40 смесь легкого масла ОТЬ (включающая среднюю фракцию, когда продолжается работа установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции и легкое масло, выводимое из установки, поступает во вторую ректификационную колонну 40), служащая растворителем очистки, и парафиновая фракция, выводимая из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, выводят из куба второй ректификационной колонны 40 по линии 12 и подают в резервуар для смешанных партий нефтепродуктов.
В варианте осуществления изобретения предпочтительно, чтобы в середине очистки растворителем был соответствующим образом отобран для проверки образец растворителя, использованный для очистки, по линии 6 и охлажден до заранее заданной температуры, а затем наличие или отсутствие отложений парафина предпочтительно проверяют визуально и оценивают необходимость продолжения/прекращения очистки.
Вышеупомянутая заранее заданная температура в настоящем документе может быть соответствующим образом установлена, так чтобы можно было подтвердить снижение концентрации парафина в каждом растворителе до желательного уровня, основываясь на предварительно полученной зависимости между концентрацией парафина в растворителе, которая отличается, в зависимости от типа используемого растворителя, и температурой, при которой парафин начинает откладываться. Таким путем можно легко проверить, в достаточной ли степени удалена парафиновая фракция из установки гидрокрекинга парафиновой фракции. Заранее заданная температура предпочтительно составляет от -20 до 40°С, более предпочтительно от 0 до 35°С и еще более предпочтительно от 10 до 30°С и предпочтительно устанавливается на температуре, при которой используемый для растворной очистки растворитель находится в жидком состоянии, в частности, на температуре не менее температуры текучести растворителя (измеренной методом по Л8 К2269). В случае, когда заранее заданная температура ниже -20°С, растворитель очистки отверждается в зависимости от его типа. В данном случае иногда трудно определить наличие или отсутствие отложений парафина, и для охлаждения дополнительно требуется специальная аппаратура. В отличие от этого, в случае, когда заранее заданная температура превышает 40°С, растворимость парафиновой фракции в растворителе чрезмерно повышается, и может оказаться затруднительным проверить наличие парафиновой фракции в растворителе. Кроме того, заранее заданная температура может быть установлена на температуре вблизи комнатной температуры, например, 15°С. Температура 15°С является самой низкой температурой для всех растворителей очистки по настоящему изобретению, необходимой для сохранения ими жидкого состояния. Поэтому, парафин вероятнее всего будет откладываться при 15°С из всех температур, которые могут быть применены для всех растворителей очистки без исключения. Иными словами, остаточный парафин наиболее четко проверять при 15°С.
При вышеупомянутой заранее заданной температуре, если отложение парафина в образце для проверки подтверждается, то определяется, что парафиновая фракция остается в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Тогда очистку растворителем еще продолжают. В отличие от этого, если отложение парафина в проверочном образце не подтверждено, то считается определенным, что парафиновая фракция в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции удалена, и очистку растворителем прекращают.
- 8 023515
В одном из вариантов осуществления изобретения, когда определено окончание очистки растворителем, подачу легкого масла СТЬ, служащего растворителем очистки установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, останавливают, чтобы закончить очистку растворителем.
Как рассмотрено выше, продолжать или завершать очистку растворителем можно определить по проверочному образцу. Таким путем можно определить, что парафиновая фракция удалена в достаточной степени из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, и проблемы, вероятно вызванной недостаточным удалением парафиновой фракции, можно избежать. Кроме того, нет необходимости продолжать очистку растворителем в течение длительного времени, и количество использованного растворителя может быть уменьшено до минимально необходимого количества, что приведет к высокой эффективности проведения очистки.
В одном из вариантов осуществления изобретения реактор может быть остановлен при использовании метода очистки реактора по настоящему изобретению.
Во-первых, останавливают обратный поток парафиновой фракции в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции и обратный поток кубового масла из второй ректификационной колонны для повторного использования, а затем проводят очистку растворителем по вышерассмотренному варианту осуществления изобретения. Таким путем оставшаяся парафиновая фракция в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции может быть удалена в достаточной степени. Затем систему установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции продувают. Продувание относится к выводу растворителя очистки, такого как легкое масло СТЬ, оставшегося в системе, обычно с помощью инертного газа, такого как газообразный азот, вне системы. После продувки установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции открывают в атмосферу и проводят работу по выгрузке катализатора и т.п.
Выгруженный катализатор может быть регенерирован известным методом. В частности, выгруженный катализатор нагревают в атмосфере инертного газа, такой как атмосфера азота, например, до температуры от приблизительно 200 до 500°С, с удалением растворителя очистки, т.е., легкого масла СТЬ, захваченного катализатором. После обработки с удалением масла обезжиренный катализатор нагревают предпочтительно в атмосфере азота, например, до температуры от приблизительно 300 до 600°С, с удалением углеродистого вещества, отложившегося на катализаторе. Таким путем катализатор регенерируют.
Катализатор, выгруженный из реактора, очищенного методом очистки реактора по настоящему изобретению, по существу не содержит парафиновой фракции, и масло может быть удалено в достаточной степени путем обезжиривающей обработки. Поэтому, воспламенение масла подавляется при термической обработке, проводимой на воздухе, и можно предотвратить снижение активности, вызванное агрегированием активного металла вследствие избыточного повышения температуры.
Кроме того, в другом варианте осуществления изобретения будет рассмотрен способ очистки реактора по настоящему изобретению. В способе очистки по данному варианту осуществления изобретения после того, как растворитель по настоящему изобретению проходит через установку гидрокрекинга парафиновой фракции, растворитель фракционируют в ректификационной колонне, расположенной ниже установки гидрокрекинга парафиновой фракции, и вновь пропускают через установку гидрокрекинга парафиновой фракции.
В варианте осуществления изобретения, в котором растворитель очистки циркулирует, количество использованного растворителя может быть дополнительно снижено, по сравнению с вышеупомянутым вариантом осуществления изобретения, где растворитель очистки не циркулирует. Кроме того, продукт СТЬ может быть извлечен одновременно с очисткой.
В одном из вариантов осуществления изобретения минеральное масло, полученное в процессе СТЬ и очищенное, такое как очищенное легкое масло СТЬ, керосин СТЬ, нафта СТЬ и их смесь, используется предпочтительно, поскольку оно не создает никаких проблем, даже если продукт загрязнен им. Из перечисленных легкое масло СТЬ используют более предпочтительно, поскольку использованный растворитель может быть легко извлечен и использован повторно. Далее будет рассмотрен метод очистки по данному варианту осуществления изобретения на примере случая, когда используют очищенное легкое масло СТЬ.
На фиг. 3 представлена схема другой установки по производству минерального масла, к которой применен способ очистки по настоящему варианту осуществления изобретения. Установка 120 по производству минерального масла, показанная на фиг. 3, имеет ту же конструкцию, что и установка 100 по производству минерального масла, показанная на фиг. 1, за исключением того, что дополнительно установлена линия 13 для подачи фракции, полученной из ректификационной колонны 40, по линии 4.
Во-первых, в производственной установке 120 останавливают подачу парафиновой фракции из куба первой дистилляционной колонны 10 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Кроме того, останавливают циркуляцию парафиновой фракции кубового масла из второй ректификационной колонны 40 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Подача газообразного водорода, используемого для гидрокрекинга, может быть продолжена или остановлена. Кроме того, работа установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции может быть остановлена или продолжена.
Далее, по меньшей мере, часть фракции легкого масла СТЬ, выведенного с линии 11, соединенной
- 9 023515 со второй ректификационной колонной 40, направляют по линии 13 и линии 4 в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Температура подачи растворителя очистки регулируется теплообменником для нагревания (не показан на фигуре), установленным на линии 4. Температуру, которая составляет 280°С или меньше, как минимально требуемую, и предпочтительно 250°С или меньше, регулируют на уровне температуры, при которой парафиновая фракция течет (например, 120°С или больше). Парафиновая фракция, оставшаяся в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, удаляется при подаче растворителя очистки.
Растворитель очистки, содержащий парафиновую фракцию, выведенную из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, подают во вторую ректификационную колонну 40 по линии 6. В этот момент температура растворителя очистки, содержащего парафиновую фракцию, подаваемого во вторую ректификационную колонну 40, регулируется теплообменником (не показан на фигуре), установленным ниже от места соединения линии 6 и линии 5. Температуру предпочтительно регулируют таким образом, чтобы она была той же, что и температура (например, приблизительно 310°С) минерального масла, подаваемого во вторую ректификационную колонну 40 во время нормальной работы производственной установки 100 по производству минерального масла.
Из куба второй ректификационной колонны 40 выводят кубовое масло, содержащее парафиновую фракцию в качестве основного компонента, выходящего из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции при очистке. Выведенное кубовое масло нагревают вместе с легким маслом СТЬ, которое представляет собой растворитель очистки, содержащий парафиновую фракцию, выведенную из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции по линии 15, соединяющей линию 12 и линию 6, в теплообменнике и подают обратно во вторую ректификационную колонну 40 для повторного использования. В данном случае парафиновая фракция локально циркулирует по второй ректификационной колонне 40 без вывода ее наружу. Такая циркуляция проводится для того, чтобы держать тяжелое кубовое масло, необходимое для перегонки фракции легкого масла СТЬ (и более легкой, чем фракция легкого масла СТЬ, фракции) во второй ректификационной колонне 40.
Фракция легкого масла СТЬ, использованная для очистки, отводят с линии 11, соединенной со второй ректификационной колонной 40. По меньшей мере часть отведенной фракции легкого масла СТЬ подают обратно в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции по линии 13 и повторно используют для очистки установки.
В том случае, когда установка 20 гидрогенизационной очистки средней фракции работает одновременно с очисткой установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, масло, вводимое и выводимое из установки 30, направляют во вторую ректификационную колонну 40 и фракционируют в ней. При фракционировании легкое масло СТЬ, полученное из растворителя очистки, выведенного из установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции, отгоняется вместе с фракцией легкого масла СТЬ, полученной из масла, выведенного из установки 20 гидрогенизационной очистки средней фракции по линии 11. В одном из вариантов осуществления изобретения фракция керосина СТЬ отгоняется по линии 9, а фракция нафты СТЬ отводится по линии 8. Часть фракции легкого масла СТЬ, а также фракции керосина СТЬ и фракции нафты СТЬ с линии 11 может быть извлечена в качестве продукта.
В одном из вариантов осуществления изобретения в случае, когда использован растворитель, отличающийся от продуктов СТЬ, применяемых в качестве растворителя очистки, существует большая вероятность загрязнения компонентом, не содержащемся в общем продукте СТЬ, таким как кислородсодержащее соединение, ароматический углеводород и нафтеновый углеводород. Таким образом, в случае, когда очистку реактора проводят одновременно с извлечением продукта СТЬ, продукт СТЬ, очищенный до уровня растворителя очистки, в частности, легкое масло СТЬ, применяется предпочтительным образом.
Кроме того, в данном варианте осуществления изобретения, который является таким же, что и в пояснении к предыдущему варианту осуществления изобретения, предпочтительно, чтобы окончание процесса очистки было определено по наличию или отсутствию отложений парафина, определенных соответствующим отбором образца для проверки из растворителя, использованного для очистки и протекающего по линии 6, в середине очистки растворителем. Кроме того, в данном варианте осуществления изобретения проявляется тот же эффект, что и в предыдущем варианте осуществления изобретения. В частности, если не обнаруживается никаких отложений парафина в проверочном образце, и определено окончание процесса очистки, процесс очистки может быть завершен путем прекращения циркуляции легкого масла СТЬ, служащего растворителем очистки, в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Таким путем очистка может быть эффективно осуществлена без продолжения излишней очистки растворителем в течение длительного промежутка времени.
Кроме того, также в данном варианте осуществления изобретения, как и в предыдущем варианте осуществления изобретения, закрытие реактора может быть осуществлено при использовании метода очистки реактора согласно настоящему изобретению.
Во-первых, останавливают обратный поток парафиновой фракции в установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции и обратный поток кубового масла из второй ректификационной колонны для повторного использования, а затем проводят очистку растворителем согласно вышеупомянутому варианту
- 10 023515 осуществления изобретения. Таким путем, можно удалить в достаточной степени оставшуюся парафиновую фракцию в установке 30 гидрокрекинга парафиновой фракции. Затем систему установки 30 гидрокрекинга парафиновой фракции продувают. Продувка относится к удалению растворителя очистки, такого как легкое масло ОТЬ, оставшегося в системе, обычно с инертным газом, таким как газообразный азот, вне системы. После продувки установку 30 гидрокрекинга парафиновой фракции открывают в атмосферу и проводят операцию выведения катализатора и т.п.
Оставшаяся парафиновая фракция во второй ректификационной колонне 40 может быть выведена по линии 12 в сборную емкость вместе с минимальным количеством фракции легкого масла ОТЬ, необходимой для выведения парафиновой фракции.
Кроме того, в данном варианте осуществления изобретения проявляются эффекты от легкого вывода катализатора и подавления восстановления активности катализатора при избыточном повышении температуры в ходе регенерации выведенного катализатора, при осуществлении способа очистки реактора по настоящему изобретению, и эти эффекты могут быть достигнуты так же, как в предыдущем варианте осуществления изобретения.
Кроме того, в данном варианте осуществления изобретения количество используемого растворителя очистки может быть существенно снижено по сравнению с предыдущим вариантом осуществления изобретения. В частности, поскольку растворитель очистки циркулирует за счет извлечения его фракционированием и удаления парафиновой фракции, количество использованного растворителя может быть существенно снижено без снижения эффекта очистки. Выход годных компонентов продукта ОТЬ может быть увеличен путем восстановления. Кроме того, в результате снижается объем промышленных отходов.
Настоящее изобретение не ограничено вышерассмотренными вариантами его осуществления и может быть изменено в пределах сущности настоящего изобретения. Например, в представленном выше варианте осуществления изобретения фракцию легкого масла выводят из второй ректификационной колонны 40 по линии 11, а керосиновую фракцию выводят по линии 9; однако они могут быть выведены в виде единой фракции (средней фракции), и данная средняя фракция может быть использована в качестве растворителя очистки.
Согласно способу очистки реактора и способу остановки реактора по настоящему изобретению, упомянутому выше, можно легко вывести катализатор из установки гидрокрекинга парафиновой фракции. Кроме того, когда выведенный катализатор регенерируют, температуру в ходе регенерационной обработки можно легко регулировать, а снижение активности катализатора можно предотвратить.
Список ссылочных позиций
- первая ректификационная колонна,
- установка гидрогенизационной очистки средней фракции,
- катализатор гидрирования,
- установка гидрокрекинга парафиновой фракции,
- катализатор гидрокрекинга,
- вторая ректификационная колонна,
100 - установка по производству минерального масла.

Claims (4)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ очистки реактора, включающий пропускание растворителя через установку гидрокрекинга парафиновой фракции, в которую загружен катализатор и в которую прекращают подачу парафиновой фракции, причем растворитель включает по меньшей мере одно масло, выбранное из группы, состоящей из минерального и растительного масел, имеющих содержание серы менее 5 ч.млн и находящихся в жидком состоянии при 15°С, где образец для проверки отбирают из растворителя, выходящего из установки гидрокрекинга парафиновой фракции;
    проверку наличия в проверочном образце парафина в количестве, свидетельствующем о качестве промывки, для чего образец охлаждают до температуры, соответствующей началу отложения парафиновой фракции при его содержании в образце в указанном количестве; и по наличию или отсутствию отложений парафина судят о качестве промывки.
  2. 2. Способ по п.1, согласно которому растворитель, пропущенный через установку гидрокрекинга, фракционируют в ректификационной колонне, после чего вновь пропускают через установку гидрокрекинга.
  3. 3. Способ по п. 1 или 2, где растворителем является углеводород, полученный в процессе ОТЬ.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, где растворителем является фракция легкого масла, полученная в процессе ОТЬ.
EA201390252A 2010-08-19 2011-08-12 Способ промывки реактора EA023515B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010184183A JP5904703B2 (ja) 2010-08-19 2010-08-19 反応器の洗浄方法
PCT/JP2011/068477 WO2012023526A1 (ja) 2010-08-19 2011-08-12 反応器の洗浄方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390252A1 EA201390252A1 (ru) 2013-07-30
EA023515B1 true EA023515B1 (ru) 2016-06-30

Family

ID=45605180

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390252A EA023515B1 (ru) 2010-08-19 2011-08-12 Способ промывки реактора

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10076773B2 (ru)
EP (1) EP2607459B1 (ru)
JP (1) JP5904703B2 (ru)
CN (1) CN103210066B (ru)
AU (1) AU2011291803B2 (ru)
BR (1) BR112013003869B1 (ru)
CA (1) CA2806283C (ru)
EA (1) EA023515B1 (ru)
MY (1) MY167552A (ru)
WO (1) WO2012023526A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5950500B2 (ja) * 2011-03-17 2016-07-13 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素の製造装置及び炭化水素の製造方法
US10319209B2 (en) 2016-06-03 2019-06-11 John Carlton-Foss Method and system for motion analysis and fall prevention
US11338280B2 (en) * 2020-02-03 2022-05-24 Usa Debusk Llc Catalytic reactor system treatment processes

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06212172A (ja) * 1992-12-15 1994-08-02 Nippon Sekiyu Seisei Kk 石油精製装置の化学洗浄方法
JP2001170590A (ja) * 1999-12-16 2001-06-26 Idemitsu Kosan Co Ltd 炭化水素油処理装置の洗浄方法
JP2003320333A (ja) * 2002-04-30 2003-11-11 Kurita Engineering Co Ltd 石油精製設備の洗浄方法
JP2005272671A (ja) * 2004-03-25 2005-10-06 Cosmo Oil Co Ltd 硫酸式アルキレーション装置の洗浄方法
WO2010038399A1 (ja) * 2008-09-30 2010-04-08 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素合成反応装置及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成方法

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2434537A (en) * 1944-12-16 1948-01-13 Standard Oil Dev Co Two-stage synthesis of hydrocarbons
US2487867A (en) * 1945-07-11 1949-11-15 Standard Oil Dev Co Catalyst purification
US6068760A (en) * 1997-08-08 2000-05-30 Rentech, Inc. Catalyst/wax separation device for slurry Fischer-Tropsch reactor
JP3998815B2 (ja) * 1998-06-16 2007-10-31 ソフタード工業株式会社 石油精製プラントの修理方法
WO2003038012A1 (en) 2001-10-30 2003-05-08 Uop Llc Multireactor parallel flow hydrocracking process
US6787496B2 (en) * 2002-01-29 2004-09-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Supported catalyst treatment
JP2003320334A (ja) * 2002-04-30 2003-11-11 Kurita Engineering Co Ltd 石油精製設備の洗浄方法
US6958363B2 (en) * 2003-03-15 2005-10-25 Conocophillips Company Hydrogen use in a GTL plant
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
US7276149B2 (en) * 2003-08-15 2007-10-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method of shutting down a reaction system
US7875458B2 (en) * 2003-11-25 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Application of test for residual wax contamination in basestocks to correlate with the low temperature viscometric properties of fully formulated oils
US7393876B2 (en) * 2005-12-16 2008-07-01 Eltron Research, Inc. Fischer-tropsch catalysts
JP5349736B2 (ja) 2006-01-30 2013-11-20 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 ワックスの水素化分解方法
JP5119412B2 (ja) * 2007-12-19 2013-01-16 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 ワックス留分貯蔵タンクの管理方法
JP5752870B2 (ja) * 2008-03-14 2015-07-22 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 水素化処理装置の運転方法
JP5296478B2 (ja) * 2008-09-30 2013-09-25 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 精留塔のスタートアップ方法
JP5296477B2 (ja) 2008-09-30 2013-09-25 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 ナフサ留分水素化処理反応器のスタートアップ方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06212172A (ja) * 1992-12-15 1994-08-02 Nippon Sekiyu Seisei Kk 石油精製装置の化学洗浄方法
JP2001170590A (ja) * 1999-12-16 2001-06-26 Idemitsu Kosan Co Ltd 炭化水素油処理装置の洗浄方法
JP2003320333A (ja) * 2002-04-30 2003-11-11 Kurita Engineering Co Ltd 石油精製設備の洗浄方法
JP2005272671A (ja) * 2004-03-25 2005-10-06 Cosmo Oil Co Ltd 硫酸式アルキレーション装置の洗浄方法
WO2010038399A1 (ja) * 2008-09-30 2010-04-08 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素合成反応装置及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA2806283A1 (en) 2012-02-23
BR112013003869B1 (pt) 2018-11-06
JP5904703B2 (ja) 2016-04-20
CN103210066B (zh) 2016-03-16
WO2012023526A1 (ja) 2012-02-23
EA201390252A1 (ru) 2013-07-30
EP2607459A4 (en) 2014-07-30
EP2607459A1 (en) 2013-06-26
MY167552A (en) 2018-09-14
US10076773B2 (en) 2018-09-18
AU2011291803B2 (en) 2016-09-29
CN103210066A (zh) 2013-07-17
CA2806283C (en) 2017-09-26
AU2011291803A1 (en) 2013-01-31
EP2607459B1 (en) 2015-11-18
JP2012041451A (ja) 2012-03-01
US20130146088A1 (en) 2013-06-13
BR112013003869A2 (pt) 2016-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5660957B2 (ja) 再生水素化分解触媒及び炭化水素油の製造方法
US8993642B2 (en) Method for producing hydrocarbon oil, fischer-tropsch synthesis reaction device, and hydrocarbon oil production system
WO2012023525A1 (ja) 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
EA023515B1 (ru) Способ промывки реактора
JP5730102B2 (ja) 気泡塔型スラリー床反応器のスタートアップ方法及びスタートアップ用溶媒並びに炭化水素油の製造方法
JP5693332B2 (ja) 再生水素化精製触媒及び炭化水素油の製造方法
JP5599634B2 (ja) 精留塔のスタートアップ方法
EP2412787A1 (en) Method for producing liquid fuel and system for producing liquid fuel
EA025233B1 (ru) Способ получения катализатора гидрогенизации
JP5443206B2 (ja) 水素化分解方法
JP4714066B2 (ja) ワックスの水素化処理方法
EA023847B1 (ru) Способ производства углеводородного масла
CA2794475C (en) Startup method for fractionator
EP2392635A1 (en) Method of operating intermediate-fraction hydrofining reactor and intermediate-fraction hydrofining reactor
JP5599633B2 (ja) 精留塔のスタートアップ方法

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