EA023683B1 - Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла - Google Patents

Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла Download PDF

Info

Publication number
EA023683B1
EA023683B1 EA201390251A EA201390251A EA023683B1 EA 023683 B1 EA023683 B1 EA 023683B1 EA 201390251 A EA201390251 A EA 201390251A EA 201390251 A EA201390251 A EA 201390251A EA 023683 B1 EA023683 B1 EA 023683B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
filter
transfer line
oil
catalyst
fine
Prior art date
Application number
EA201390251A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390251A1 (ru
Inventor
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 EA201390251A1 publication Critical patent/EA201390251A1/ru
Publication of EA023683B1 publication Critical patent/EA023683B1/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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages 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
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C10G2/34—Apparatus, reactors
    • C10G2/342—Apparatus, reactors with moving solid catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/54—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed
    • C10G3/55—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds
    • C10G3/56—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds suspended in the oil, e.g. slurries, ebullated beds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/16—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural parallel stages 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
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/208—Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)

Abstract

Предложен способ получения минерального масла, в котором количество мелкого порошка катализатора реакции синтеза Фишера-Тропша (ФТ), поступающее в реакционную систему повышения качества, можно контролировать с высокой точностью и можно прогнозировать возникновение проблем в реакционной системе. В способе получения минерального масла по настоящему изобретению минеральное масло, полученное по реакции синтеза ФТ с использованием катализатора внутри реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем, фракционируют на масло прямой перегонки и кубовое масло в ректификационной колонне С4, часть кубового масла протекает на первую передаточную линию L12, которая соединяет кубовую зону ректификационной колонны С4 с установкой C6 гидрокрекинга, по меньшей мере часть кубового масла протекает на вторую передаточную линию L14, отходящую от первой передаточной линии L12 и соединенную с первой передаточной линией L12 ниже точки разветвления, количество задерживаемого мелкого порошка катализатора контролируется, пока мелкий порошок катализатора в кубовом масле, которое течет по второй передаточной линии L14, задерживается съемным фильтром 2, установленным на второй передаточной линии L14, и кубовое масло подвергают гидрокрекингу внутри установки C6 гидрокрекинга.

Description

Настоящее изобретение относится к способу получения минерального масла и системы для получения минерального масла.
Уровень техники
В последнее время в связи с требованиями снижения нагрузки на окружающую среду возросла потребность в чистых и безопасных для окружающей среды жидких топливах, в которых содержание серы и ароматических углеводородов низкое. С этой точки зрения, в качестве метода получения исходного углеводородного материала для получения базового масла топлива, не содержащего серы или ароматических углеводородов и обогащенного алифатическими углеводородами, в частности базового масла для керосина и дизельного топлива, рассмотрен метод, предусматривающий использование реакции синтеза Фишера-Тропша (далее по тексту иногда называемой реакцией синтеза ФТ), в которой применяется газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве исходных материалов.
Кроме того, метод, в котором синтез-газ, чьим основным компонентом является газообразный оксид углерода и газообразный водород, образуется в результате реформинга газообразного углеводородного исходного материала, такого как природный газ, а минеральное масло образуется из синтез-газа в результате реакции синтеза ФТ и, кроме того, в результате стадии повышения качества, которая является стадией гидрогенизации и очистки синтетического масла ФТ с получением различных базовых масел для жидких топлив, керосина и базового масла дизельного топлива, нафты и парафина и т.п., известен как СЬТ, (ОакЧо-Ыдшй, газ в жидкость) процесс (см. следующий патентный документ 1, например).
В качестве реакционной системы синтеза, которая обеспечивает получение минерального масла по реакции синтеза ФТ, например, раскрыта реакционная система синтеза ФТ с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, которая обеспечивает вдувание синтез-газа в суспензию, в которой частицы твердого катализатора (далее по тексту называемого катализатором синтеза ФТ в некоторых случаях), обладающего активностью в реакции синтеза ФТ, суспендированы в минеральном массе, с протеканием реакции синтеза ФТ (см. следующий патентный документ 2, например).
В качестве реакционной системы синтеза реакции ФТ с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны известна, например, система с наружной циркуляций, включающая реактор, который вмещает суспензию для проведения реакции синтеза ФТ, питатель газа, который продувает синтезгаз в нижнюю часть реактора, выводная труба, по которой из реактора выводится суспензия, содержащая минеральное масло, полученное в реакции синтеза ФТ внутри реактора, сепаратор катализатора, который разделяет суспензию, выводимую через выводную трубу, на минеральное масло и частицы катализатора синтеза ФТ, и труба для повторного введения частиц катализатора синтеза ФТ и части минерального масла, отделенного в сепараторе катализатора, в реактор.
Список цитат
Патентная литература.
Патентный документ 1: публикация выложенной патентной заявки Японии № 2004-323626; патентный документ 2: публикация выложенной патентной заявки Японии № 2007/0014703.
Сущность изобретения
Техническая проблема, решаемая изобретением.
Сепаратор катализатора в реакционной системе синтеза ФТ с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны включает фильтр, чьи отверстия имеют размер, например, приблизительно 10 мкм. Частицы катализатора синтеза ФТ в суспензии задерживаются фильтром, отделяющим их от минерального масла.
Однако часть частиц катализатора синтеза ФТ постепенно уменьшается до размера мелкого порошка вследствие трения между частицами катализатора синтеза ФТ, трением о внутреннюю стенку или т.п. реактора или термического повреждения, вызванного реакцией синтеза ФТ. Мелкий порошок, чьи частицы становятся меньше размера отверстий в фильтре сепаратора катализатора (далее по тексту называемого в некоторых случаях мелким порошком катализатора), могут непреднамеренно проходить через фильтр с минеральным маслом и протекать в реакционную систему на стадию повышения качества синтетического масла ФТ. Поток мелкого порошка катализатора в реакционную систему вызывает разрушение катализатора, используемого в реакционной системе, повышение дифференциального давления в реакторе и, как следствие, снижение качества базового масла жидкого топлива и полученного жидкого топлива. Однако, трудно обеспечить фильтр, имеющий отверстия меньше, чем размер частиц мелкого порошка катализатора в потоке, в котором синтетическое масло ФТ, образованное в результате реакции синтеза ФТ, протекает с большой скоростью, и тем самым задержать мелкий порошок катализатора, так как потеря давления на фильтре велика, и потери давления увеличиваются еще больше при задерживании мелкого порошка катализатора. Кроме того, в традиционном способе трудно точно зафиксировать состояние мелкого порошка катализатора, протекающего на стадию повышения качества. А именно, вследствие того, что смешивание мелкого порошка катализатора с синтетическим маслом ФТ является событием, при котором смешивание небольшого количества мелкого порошка катализатора продолжается длительное время, и количество смешиваемого мелкого порошка катализатора колеблется во времени, то трудно зафиксировать состояние смешивания количественно с высокой точностью методом периоди- 1 023683 ческого отбора проб синтетического масла ФТ для определения содержания мелкого порошка катализатора. В частности, трудно с высокой надежностью зафиксировать количество мелкого порошка катализатора, попадающего на стадию повышения качества, как суммарное количество за время истечения. По этой причине трудно прогнозировать возникновение проблем, зависящих от количества мелкого порошка катализатора, накапливающегося в реакционной системе на стадии повышения качества и предпринять меры предупреждения этих событий на основе прогноза.
Настоящее изобретение создано с учетом вышерассмотренных проблем, и целью настоящего изобретения является разработка способа получения минерального масла и технологической системы, в которой без значительного воздействия на работу установки для получения минерального масла можно с высокой точностью проводить количественный мониторинг количества мелкого порошка катализатора, попадающего в реакционную систему на стадию повышения качества, используемую в реакционной системе синтеза Фишера-Тропша, и предотвратить возникновение проблем в реакционной системе на данной стадии.
Решение проблемы.
Чтобы достичь вышеуказанной цели, способ получения минерального масла по настоящему изобретению включает стадию получения минерального масла, содержащего мелкий порошок катализатора, образованный катализатором реакции синтеза Фишера-Тропша при использовании реактора с трехфазным псевдоожиженным слоем, в котором катализатор суспендирован в жидком углеводороде; стадию фракционирования минерального масла по меньшей мере на одно отогнанное масло и кубовое масло из колонны, содержащее мелкий порошок катализатора, при использовании ректификационной колонны; стадию протекания по меньшей мере части кубового масла из колонны по второй передаточной линии для задерживания мелкого порошка катализатора кубового масла из колонны, протекающего по второй передаточной линии, съемным фильтром при протекании остального кубового масла из колонны по первой передаточной линии для введения кубового масла из колонны в установку гидрокрекинга в транспортном устройстве, включающем первую передаточную линию, которая соединяет кубовую часть ректификационной колонны с установкой гидрокрекинга, и вторую передаточную линию, отходящую в точке разветвления от первой передаточной линии, оснащенной фильтром, расположенным посередине, и соединенной с первой передаточной линией ниже по потоку от точки разветвления; стадию мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром, и стадию гидрокрекинга кубового масла из колонны в установке гидрокрекинга.
Способом получения минерального масла по настоящему изобретению, без существенного влияния на работу установки для получения минерального масла, можно проводить количественный мониторинг с высокой точностью количества мелкого порошка катализатора, протекающего в реакционную систему на стадии повышения качества, использованной в реакции синтеза Фишера-Тропша, и прогнозировать возникновение проблем в реакционной системе на данной стадии.
В способе получения минерального масла по настоящему изобретению предпочтительно, чтобы отношение Р2/Р1 массового расхода Р2 кубового масла из колонны, переносимого по второй передаточной линии, к массовому расходу Р1 кубового масла из колонны, переносимого по первой передаточной линии, составляло от 0,01 до 0,2.
При отношении Ρ2/ΡΊ от 0,01 до 0,2 съемный фильтр, установленный посередине второй передаточной линии, может быть более мелкого размера, и замена или т.п. фильтра может быть легко осуществлена. Здесь массовый расход Р1 кубового масла из колонны, переносимого по первой передаточной линии относится к массовому расходу кубового масла из колонны на первой передаточной линии между точкой разветвления второй передаточной линии с первой передаточной линией и точкой слияния второй передаточной линии с первой передаточной линией.
Система получения минерального масла по настоящему изобретению включает ректификационную колонну для фракционирования минерального масла, полученного по реакции синтеза Фишера-Тропша, при использовании реактора с трехфазным псевдоожиженным слоем, в котором катализатор суспендирован в жидком углеводороде по меньшей мере на одно отогнанное масло и кубовое масло из колонны; установку гидрокрекинга для гидрокрекинга кубового масла из колонны; первую передаточную линию, соединяющую кубовую зону ректификационной колонны с установкой гидрокрекинга, и вторую передаточную линию, отходящую в точке разветвления от первой передаточной линии, оснащенную съемным фильтром для задерживания мелкого порошка катализатора, образованного катализатором, установленным посередине и соединенным ниже по потоку от точки разветвления с первой передаточной линией.
Согласно системе получения минерального масла по настоящему изобретению, может быть осуществлен способ получения минерального масла по настоящему изобретению.
В системе получения минерального масла по настоящему изобретению предпочтительно, чтобы первая передаточная линия и вторая передаточная линия включали расходомер.
Первая передаточная линия и вторая передаточная линия каждая включает расходомер; поэтому, по количеству мелкого порошка катализатора, задержанного за заданный промежуток времени фильтром, установленным на второй передаточной линии, и суммарному количеству жидкости, протекающей за промежуток времени по первой передаточной линии и второй передаточной линии, можно установить
- 2 023683 количество мелкого порошка катализатора, поступающего в установку гидрокрекинга за данный промежуток времени.
В системе получения минерального масла по настоящему изобретению также предпочтительно, чтобы вторая передаточная линия включала устройство, которое измеряет дифференциальное давление до и после фильтра, установленного на второй передаточной линии.
Вторая передаточная линия включает устройство, которое измеряет дифференциальное давление до и после фильтра, установленного на второй передаточной линии; поэтому, количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром, можно установить в состоянии, когда фильтр смонтирован на второй передаточной линии.
Положительные эффекты от изобретения.
Согласно настоящему изобретению, могут быть предложены способ получения минерального масла и производственная система, в которой без существенного влияния на работу установки по производству минерального масла можно с высокой точностью количественно оценить количество мелкого порошка катализатора, образованного катализатором, использованным для реакции синтеза Фишера-Тропша, и попадающего в реакционную систему на стадии повышения качества синтетического масла ФТ, и прогнозировать возникновение проблем в реакционной системе на данной стадии.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема системы для получения минерального масла по одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Описание вариантов осуществления изобретения
Далее будет подробно рассмотрен способ получения минерального масла с использованием системы для получения минерального масла и производственной системы по одному из вариантов осуществления настоящего изобретения с ссылкой на фиг. 1. Одинаковые ссылочные цифры будут присвоены одинаковым или идентичным компонентам.
Схема системы получения минерального масла.
Система 100 получения минерального масла, использованная в настоящем варианте осуществления изобретения, представляет собой промышленное предприятие для осуществления процесса ОТЬ, в котором протекает конверсия углеводородного исходного материала, такого как природный газ, в базовый материал жидкого топлива (минеральное масло), такой как дизельное топливо, керосин и нафта. Система 100 производства минерального масла по настоящему варианту осуществления изобретения включает главным образом реформинг-установку (не показана), реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, первую ректификационную колонну С4, первые передаточные линии Ь12 и Ь1б, вторую передаточную линию Ь14, фильтр 2, установку С6 гидрокрекинга, установку С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции, установку С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты и вторую ректификационную колонну С12. Линия Ь12, которая образует первую передаточную линию, соединяет первую ректификационную колонну С4 со смесительным барабаном Ό6. Линия Ь1б, которая образует первую передаточную линию, соединяет смесительный барабан Ό6 с установкой Сб гидрокрекинга. Линия означает трубопровод для перемещения текучей среды.
(Схема способа получения минерального масла).
Способ получения минерального масла с использованием производственной системы 100 включает следующие стадии с 81 по 88.
На стадии 81 в реформинг-установке (не показана) природный газ в качестве исходного материала вступает в реакцию реформинга с получением синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода и газообразный водород.
На стадии 82 в реакторе С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны протекает реакция синтеза ФТ при использовании катализатора синтеза ФТ с образованием минерального масла (синтетического масла ФТ) из синтез-газа, полученного на стадии 81. На стадии 82 мелкий порошок катализатора может образоваться из части катализатора синтеза ФТ, и часть мелкого порошка катализатора может пройти через фильтр, который отделяет минеральное масло от частиц катализатора синтеза ФТ, и может смешаться с синтетическим маслом ФТ, поступающим на стадию 83, рассмотренную ниже.
На стадии 83 в первой ректификационной колонне С4 синтетическое масло ФТ, полученное на стадии 82, фракционируется по меньшей мере на одно масло прямой перегонки и кубовое масло из колонны, содержащее мелкий порошок катализатора. В настоящем варианте осуществления изобретения путем фракционирования синтетическое масло ФТ разделяют на фракцию неочищенной нафты, промежуточную неочищенную фракцию и неочищенную парафиновую фракцию. Здесь фракция неочищенной нафты и промежуточная неочищенная фракция представляют собой масло прямой перегонки, каждое полученное конденсацией продукта сразу после испарения из синтетического масла ФТ в первой ректификационной колонне С4, и выведением продуктов из головной части первой ректификационной колонны С4 и средней части колонны, соответственно; неочищенная парафиновая фракция представляет собой кубовое масло из колонны, выведенное как оно есть жидкое из кубовой зоны колонны без испарения из синтетического масла ФТ. Кубовое масло может содержать мелкий порошок катализатора, полученный
- 3 023683 на стадии 82 и смешанный с синтетическим маслом ФТ. Фракция неочищенной нафты, неочищенная промежуточная фракция и неочищенная парафиновая фракция каждая относятся к фракции, полученной при фракционировании синтетического масла ФТ и не подвергнутой гидрогенизационной очистке или гидрокрекингу.
Стадии, следующие за стадией 84, которые будут рассмотрены ниже, включают стадию повышения качества синтетического масла ФТ. На стадии 84 фракция неочищенного парафина, которая представляет собой кубовое масло из первой ректификационной колонны С4, выделенное на стадии 83 и содержащее мелкий порошок катализатора, перемещается из первой ректификационной колонны С4 в установку гидрокрекинга С6. Фракция неочищенного парафина перемещается через передаточное устройство, включающее первые передаточные линии Ь12 и Ь16, которые соединяют кубовую часть первой ректификационной колонны С4 с установкой гидрокрекинга С6, и вторую передаточную линию, отходящую в точке разветвления от первой передаточной линии. Ь12, оснащенную съемным фильтром 2 посередине, и соединенную с первой передаточной линией Ь12 ниже по потоку от точки разветвления. При перемещении по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции протекает по второй передаточной линии, и мелкий порошок катализатора, содержащийся в ней, задерживается на съемном фильтре 2, установленном посередине второй передаточной линии Ь14. Кроме того, стадия 84 включает этап мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задерживаемого фильтром 2.
На стадии 85, в установке гидрокрекинга С6, протекает гидрокрекинг неочищенной парафиновой фракции, отделенной на стадии 83 и направленной на стадию 84.
На стадии 86, в установке С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции, происходит гидрирование неочищенной промежуточной фракции.
На стадии 87, в установке С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты, протекает гидрирование фракции неочищенной нафты. Кроме того, гидрированную фракцию нафты фракционируют в стабилизаторе С14 нафты с извлечением нафты (СТЬ-нафты), т.е. продукта процесса СТЬ.
На стадии 88 смесь продукта гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции и гидрированный продукт неочищенной промежуточной фракции фракционируют во второй ректификационной колонне С12. При фракционировании извлекают базовый компонент дизельного топлива (дизельного топлива СТЬ) и базовый компонент керосина (керосина СТЬ), которые являются продуктами процесса СТЬ.
Далее по тексту будут более подробно рассмотрены стадии с 81 по 88.
Стадия 81.
На стадии 81, во-первых, соединения серы, содержащиеся в природном газе, удаляют в устройстве десульфуризации (не показано). Обычно устройство десульфуризации включает реактор гидрогенизационной сероочистки, наполненный известным катализатором гидрогенизационной сероочистки, и адсорбционное устройство сероочистки, установленное в нижней части его и наполненное адсорбирующим материалом для сульфида водорода, таким как оксид цинка. Природный газ подают в реактор гидрогенизационной сероочистки с водородом, и соединения серы в природном газе превращаются в сульфид водорода. Затем в адсорбционном устройстве сероочистки сульфид водорода удаляют адсорбцией, и природный газ оказывается обессеренным. Сероочистка природного газа позволяет предотвратить отравление катализатора реформинга, которым заполнена реформинг-установка, катализатор синтеза ФТ, использованный на стадии 82, и т.п. соединениями серы.
Обессеренный природный газ подают на реформинг, используя диоксид углерода и пар в реформинг-установке, с получением высокотемпературного синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов. Реакция реформинга природного газа на стадии 81 представлена уравнениями реакций (1) и (2). Метод проведения реформинга не ограничен методом парового реформинга газообразного диоксида углерода с использованием диоксида углерода и пара; например, также может быть использован метод парового реформинга, метод реформинга с частичным окислением (РОХ) при использовании кислорода, метод аутотермического реформинга (АТК), который представляет собой комбинацию реформинга с частичным окислением и метода парового реформинга, метод реформинга газообразного диоксида углерода или т.п.
СН4+Н2О0СО+ЗН2
Стадия 82.
На стадии 82 синтез-газ, полученный на стадии 81, подают в реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, и в синтез-газе происходит образование углеводорода из газообразного водорода и газообразного оксида углерода.
Реакционная система ФТ с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, включающая реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, включает главным образом реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, в котором находится суспензия, содержащая катализатор синтеза ФТ, питатель газа, который вдувает синтезгаз в нижнюю часть реактора (не показано), линию Ь12, по которой выводят газообразный углеводород, полученный в реакции синтеза ФТ, и непрореагировавший синтез-газ из головной части реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, газо-жидкостной сепаратор Ό2, кото- 4 023683 рый охлаждает газообразный углеводород и непрореагировавший синтез-газ, выведенный по линии Ь2, и разделяет вещество, поступившее с линии Ь2, на газ и жидкость, выводную трубу Ьб, по которой из реактора выходит суспензия, содержащая минеральное масло, сепаратор Ό4 катализатора, который разделяет суспензию, выведенную по выводной трубе Ьб, на минеральное масло и частицы катализатора синтеза ФТ, и трубу Ь10 для повторного введения, которая обеспечивает повторное введение частиц катализатора ФТ и части минерального масла, отделенного в сепараторе Ό4 катализатора, например в реактор С2. Внутри реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны установлена теплопроводящая труба (не показана) для удаления тепла реакции, выделившегося в реакции синтеза ФТ, по которой протекает холодная вода.
В качестве катализатора синтеза ФТ в реакторе С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны использован известный катализатор синтеза ФТ на носителе, в котором активный металл нанесен на неорганический носитель. В качестве неорганического носителя предпочтительными являются пористые оксиды, такие как диоксид кремния, оксид алюминия, диоксид титана, оксид магния и диоксид циркония; предпочтительным является диоксид кремния или оксид алюминия и более предпочтительным является диоксид кремния. Примеры активного металла включают кобальт, рутений, железо и никель; кобальт и/или рутений является предпочтительным и кобальт является более предпочтительным. Количество наносимого активного металла предпочтительно составляет от 3 до 50% по массе, более предпочтительно от 10 до 40% по массе в расчете на массу носителя. В случае, когда количество наносимого активного металла составляет менее 3% по массе, активность может быть недостаточной; в случае, когда количество наносимого активного металла превышает 50% по массе, активность может снизиться за счет агрегирования активного металла. Помимо активного металла на носитель катализатора синтеза ФТ могут быть нанесены другие компоненты, чтобы улучшить активность или контролировать число атомов углерода образующегося углеводорода и его распределение. Примеры других компонентов включают соединения, содержащее элементарный металл, такой как цирконий, титан, гафний, натрий, литий и марганец. Предпочтительно, чтобы средний размер частиц катализатора синтеза ФТ составлял от 40 до 150 мкм, так чтобы частицы катализатора могли легко течь внутри суспензионного слоя реактора в виде суспензии в жидком углеводороде. Также предпочтительно, чтобы, с точки зрения текучести суспензии, форма частиц катализатора синтеза ФТ была сферической.
Активный металл наносят на носитель известным методом. Примеры соединения, содержащего элемент активного металла, используемого для нанесения на носитель, включают соли минеральных кислот активного металла, такие как соли азотной кислоты, соли соляной кислоты и соли серной кислоты; соли органической кислоты, такой как муравьиная кислота, уксусная кислота и пропионовая кислота; и такие комплексы, как ацетилацетонатные комплексы. Метод нанесения на носитель конкретно не ограничен, и предпочтительно используют метод импрегнирования, представленный методом начального смачивания, с использованием раствора соединения, содержащего элемент активного металла. Носитель, на который наносят соединение, содержащее элемент активного металла, сушат известным методом, и более предпочтительно обжигают в атмосфере воздуха известным методом. Температура обжига конкретно не ограничена, и обычно она составляет приблизительно от 300 до 6ОО°С. При обжиге соединение, содержащее элемент активного металла на носителе, превращается в оксид металла.
Для катализатора синтеза ФТ, чтобы продемонстрировать высокую активность в реакции синтеза ФТ, необходимо, чтобы атом активного металла превратился в металл в результате восстановительной обработки катализатора, в котором атом активного металла находится в окисленном состоянии. Восстановительную обработку обычно проводят осуществлением контакта катализатора с восстанавливающим газом при нагревании. Примеры восстанавливающего газа включают газообразный водород, газы, содержащие газообразный водород, такие как смешанный газ из газообразного водорода и инертного газа, такого как азот, и газообразного оксида углерода; предпочтительным является газ, содержащий водород, и более предпочтительным является газообразный водород. Температура восстановительной обработки конкретно не ограничена и предпочтительно составляет обычно от 200 до 550°С. При температуре восстановления менее 200°С атом активного металла может восстановиться недостаточно и недостаточно проявит каталитическую активность; при температуре более 550°С каталитическая активность может снизиться вследствие агрегирования активного металла или т.п. Давление восстановительной обработки конкретно не ограничено, и предпочтительно оно обычно составляет от 0,1 до 10 МПа. При давлении менее 0,1 МПа атом активного металла может восстановиться недостаточно и может недостаточно проявить каталитическую активность; при давлении более 10 МПа стоимость производственного предприятия может возрасти из-за необходимости повышения сопротивления давлению оборудования. Продолжительность восстановительной обработки конкретно не ограничена и предпочтительно она обычно составляет от 0,5 до 50 часов. При продолжительности восстановления менее 0,5 часов атом активного металла может восстановиться недостаточно и может недостаточно проявить каталитическую активность; при продолжительности восстановления более 50 часов каталитическая активность может снизиться вследствие агрегирования активного металла или т.п., и эффективность может упасть. Производственное предприятие, на котором проводят восстановительную обработку, конкретно не ограничено; например, восстановительную обработку можно проводить в отсутствие жидкого углеводорода внутри реактора для
- 5 023683 проведения реакции синтеза ФТ. Восстановительную обработку также можно проводить внутри установки, соединенной с реактором для проведения реакции синтеза ФТ, и катализатор может быть перемещен по трубопроводу в реактор для проведения синтеза ФТ без контакта катализатора с воздухом.
С другой стороны, в случае, когда восстановительную обработку осуществляют в установке, расположенной в месте, отличном от места расположения установки по проведению реакции синтеза ФТ, таком как установка по производству катализатора, катализатор, активированный восстановительной обработкой дезактивируется, если катализатор контактирует с воздухом в ходе транспортировки или т.п. Чтобы предотвратить это, активированный катализатор подвергают стабилизирующей обработке для предупреждения дезактивации, вызванной контактом с воздухом. Примеры стабилизирующей обработки включают метод осуществления свето-окислительной обработки на активированном катализаторе с образованием оксидного покрытия на поверхности активного металла, чтобы окисление вследствие контакта с воздухом больше не протекало, или метод нанесения покрытия на активированный катализатор из углеводородного парафина или т.п. в отсутствие воздуха для предотвращения контакта с воздухом. В методе формирования оксидного покрытия катализатор можно подавать в реакцию синтеза ФТ как он есть после транспортировки; в методе нанесения покрытия из воска или т.п., когда катализатор суспендируют в жидком углеводороде с образованием суспензии, парафин или т.п., использованный для покрытия, растворяется в жидком углеводороде, и активность возвращается.
Условия реакции синтеза ФТ в реакторе С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны не ограничиваются; например, выбирают следующие условия реакции. А именно предпочтительно, чтобы температура реакции составляла от 150 до 300°С с точки зрения повышения скорости конверсии оксида углерода и числа атомов углерода в образующемся углеводороде. Предпочтительно, чтобы давление реакции составляло от 0,5 до 5,0 МПа. Предпочтительно, чтобы отношение водород/оксид углерода (молярное отношение) в исходном газообразном материале было равно величине от 0,5 до 4,0. Желательно, чтобы скорость конверсии оксида углерода была не ниже 50% с точки зрения эффективности производства синтетического масла ФТ.
Внутри реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны находится суспензия, в которой суспендированы частицы катализатора синтеза ФТ в жидком углеводороде (продукте реакции синтеза ФТ). Синтез-газ (СО и Н2), полученный на стадии §1, вводят в суспензию внутри реактора через распределительную тарелку, установленную в кубовой зоне реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны. Синтез-газ, продутый в суспензию, превращается в пузырьки, которые перемещаются вверх по суспензии к верхней части реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны. В процессе перемещения синтез-газ растворяется в жидком углеводороде и контактирует с частицами катализатора синтеза ФТ, в результате чего протекает реакция синтеза ФТ с получением углеводорода. Реакция синтеза ФТ представлена ниже, например уравнением реакции (3)
2пН2+пСО%> (-СН2-) п+пН2О (3)
Г азовая фаза существует в верхней части реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны. Легкий углеводород, который образовался в реакции синтеза ФТ и был газообразным в условиях, существующих внутри реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, и непрореагировавший синтез-газ (СО и Н2), движущийся из суспензионной фазы в зону газообразной фазы, дополнительно выводят из головной части реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны по линии Ь2. Затем при помощи газо-жидкостного сепаратора Ό2, включающего холодильник (не показан) и соединенного с линией Ь2, выведенный легкий углеводород и непрореагировавший синтез-газ разделяют на газовый компонент, содержащий непрореагировавший синтез-газ и газообразный углеводород, содержащий число атомов углерода С4 или меньше в качестве основных компонентов, и жидкий углеводород (легкое минеральное масло), сжиженный при охлаждении. Из них, газовый компонент направляют на рецикл в реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, а непрореагировавший синтез-газ, содержащийся в газовом компоненте, подают вновь в зону реакции синтеза ФТ. С другой стороны, легкое минеральное масло направляют по линии Ь4 и линии Ь8 в первую ректификационную колонну С4.
С другой стороны, углеводород (тяжелое минеральное масло), который образовался в результате реакции синтеза ФТ и жидкий в условиях внутри реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, и суспензия, содержащая частицы катализатора синтеза ФТ, поступают из центральной зоны реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны по линии Ьб в сепаратор катализатора Ό4. Частицы катализатора синтеза ФТ в суспензии задерживаются на фильтре, установленном внутри сепаратора катализатора Ό4. Тяжелое минеральное масло в суспензии проходит через фильтр и освобождается от частиц катализатора синтеза ФТ, после чего выводится по линии Ь8 и соединяется с легким минеральным маслом с линии Ь4. Смесь тяжелого минерального масла и легкого минерального масла нагревают в теплообменнике Н2, установленном на середине линии Ь8, а затем подают в первую ректификационную колонну С4.
- б 023683
В качестве продукта реакции синтеза ФТ образуется углеводород (легкий углеводород), который является газообразным в условиях, существующих внутри реактора С2 типа барботажной колонны, и углеводород (тяжелое минеральное масло), который является жидким в условиях, существующих внутри реактора С2 типа барботажной колонны. Данные углеводороды представляют собой по существу нормальный парафин и содержат немного ароматических углеводородов, нафтеновые углеводороды и изопарафины. Распределение по числу атомов углерода легкого углеводорода и тяжелого минерального масла, в целом, меняется в широких интервалах от С4 или менее в виде газа при нормальных условиях до приблизительно С80, например твердого вещества (парафина) при комнатной температуре. Продукт реакции синтеза ФТ также содержит олефины и кислородсодержащие соединения, включающие атомы кислорода, образованные оксидом углерода (например, спирты) в качестве побочного продукта.
Если размер отверстий в фильтре, который включает сепаратор Ό4 катализатора, меньше размера частиц катализатора синтеза ФТ, размер отверстий конкретно не ограничивается и составляет от приблизительно 10 до 20 мкм, более предпочтительно от 10 до 15 мкм. Частицы катализатора синтеза ФТ, задержанные фильтром, который расположен в сепараторе Ό4 катализатора, вторично вводят по линии Ь10 в реактор С2 типа барботажной колонны с соответствующим образом протекающим (обратная промывка) жидким углеводородом в направлении, противоположном направлению обычного течения, и используют повторно.
Часть частиц катализатора синтеза ФТ, которые протекают в виде суспензии в реактор С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны, изнашивается или разрушается из-за трения между частицами катализатора, трения о стенку установки или теплообменной трубы, установленной внутри реактора для охлаждения, или повреждений или т.п., вызванных теплом реакции, с образованием мелкого порошка катализатора. Здесь размер частиц мелкого порошка катализатора конкретно не ограничивается, и частицы имеют такой размер, что мелкий порошок катализатора может проходить через фильтр, расположенный в сепараторе Ό4 катализатора, а именно размер частиц равен или меньше размера отверстий в фильтре. Например, в случае, когда отверстия в фильтре имеют размер 10 мкм, частицы катализатора, имеющие размер не более 10 мкм, относят к мелкому порошку катализатора. Мелкий порошок катализатора, содержащийся в суспензии, проходит через фильтр с тяжелым минеральным маслом и поступает в первую ректификационную колонну С4.
Стадия 83.
На стадии 83, минеральное масло, включающее смесь легкого минерального масла и тяжелого минерального масла, поступающее из реактора С2 с трехфазным псевдоожиженным слоем типа барботажной колонны (синтетическое масло ФТ), фракционируют в первой ректификационной колонне С4. Путем фракционирования синтетическое масло ФТ разделяют на фракцию неочищенной нафты, имеющую приблизительно С5-С10, чья температура кипения ниже приблизительно 150°С, неочищенную промежуточную фракцию, фракцию, имеющую приблизительно от С11 до С20, чья температура кипения составляет приблизительно от 150 до 360°С, и неочищенную парафиновую фракцию, содержащую приблизительно С21 или больше, чья температура кипения составляет приблизительно более 360°С.
Фракцию неочищенной нафты выводят по линии Ь2 0, соединенной с головной частью первой ректификационной колонны С4. Неочищенную промежуточную фракцию выводят по линии Ь18, соединенной с центральной частью первой ректификационной колонны С4. Неочищенную парафиновую фракцию выводят по линии Ь12, соединенной с кубовой частью первой ректификационной колонны С4.
Мелкий порошок катализатора, содержащийся в синтетическом масле ФТ, подаваемом в первую ректификационную колонну С4, не сопровождает масло прямой перегонки, полученное испарением и последующей конденсацией внутри первой ректификационной колонны С4 (фракция неочищенной нафты и неочищенная промежуточная фракция), и по существу находится только в неочищенной парафиновой фракции, которая не испарилась внутри первой ректификационной колонны С4, но осталась в жидком состоянии и образовала кубовое масло. Соответственно, мелкий порошок катализатора, содержащийся в минеральном масле ФТ (целых фракциях), должен собраться в неочищенной парафиновой фракции.
Стадия 84.
Линия Ь12, соединенная с нижней частью первой ректификационной колонны С4, соединена со смесительным барабаном Ό6, а смесительный барабан Ό6 и установка гидрокрекинга С6 соединены друг с другом линий Ь16. Линия Ь12 и линия Ь16 со смесительным барабаном Ό6 образуют первую передаточную линию. Линия Ь14 ответвляется в точке разветвления от линии Ь12 и соединяется с линией Ь12 ниже точки разветвления черед фильтр 2 для захвата мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции. Линия Ь14 и фильтр 2 образуют вторую передаточную линию.
Предпочтительно, чтобы линия Ь12, которая образует первую передаточную линию (предпочтительно положение ниже точки разветвления от линии Ь14 и выше точки соединения с линией Ь14), и линия Ь14, которая образует вторую передаточную линию, каждая были оснащены расходомером, и еще более предпочтительно, чтобы расходомером был такой, который может измерять суммарную величину расхода.
- 7 023683
Первая передаточная линия и вторая передаточная линия включают расходомеры; поэтому количество мелкого порошка катализатора, протекающего в установку гидрокрекинга за определенный промежуток времени, может быть оценено по количеству мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром, установленным на второй передаточной линии, за данный промежуток времени, и суммарное количество соответствующих текучих сред, протекающих по первой передаточной линии и второй передаточной линии за данный промежуток времени, методом, специально рассмотренным ниже по тексту.
Предпочтительно, чтобы линия Ь12, которая образует первую передаточную линию (предпочтительно положение ниже точки разветвления на линии Ь14 и выше точки соединения с линией Ь14), и линия Ь14, которая образует вторую передаточную линию (предпочтительно выше фильтра 2), были оснащены вентилем (не показан) для регулирования соответствующих расходов неочищенной парафиновой фракции на первой передаточной линии и второй передаточной линии или для закрытия пути перемещения текучих сред.
При установке вентиля можно регулировать соответствующие расходы неочищенной парафиновой фракции на первой передаточной линии и второй передаточной линии, а отношение расходов на первой передаточной линии и второй передаточной линии может быть использовано как заранее заданное значение. При замене фильтра 2 или т.п. вентиль, установленный на второй передаточной линии Ь14, закрывают и останавливают течение неочищенной парафиновой фракции в фильтр 2.
Предпочтительно, чтобы производственная система 100 включала устройство для измерения дифференциального давления до и после фильтра 2, такого как манометрическое дифференциальное давление. Дифференциальное давление означает потерю давления на фильтре 2. Большое дифференциальное давление указывает на то, что отверстия фильтра 2 забиты мелким порошком катализатора. Соответственно, зависимость между количеством мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром 2, и дифференциальным давлением до и после фильтра 2 устанавливается заранее; поэтому, в состоянии, когда фильтр 2 установлен на второй передаточной линии Ь14, количество мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром 2, может быть определено по величине дифференциального давления. Поэтому без ограничения момента времени, когда количество мелкого порошка катализатора измеряют на снятом фильтре 2, можно оценить количество мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром 2 в любой момент времени, и можно оценить суммарное количество мелкого порошка катализатора, протекающего в установку гидрокрекинга С6 с начала операции до данного момента времени. Кроме того, когда дифференциальное давление достигает заранее заданной величины, фильтр 2 может быть демонтирован со второй передаточной линии Ь14 и заменен новым фильтром или восстановленным фильтром, с которого удален захваченный мелкий порошок катализатора. В альтернативном случае, мелкий порошок катализатора может быть удален с фильтра 2, и фильтр 2 может быть вновь смонтирован на второй передаточной линии Ь14. Поэтому может быть продолжен процесс задерживания мелкого порошка катализатора фильтром и мониторинг процесса.
Если отверстия фильтра 2 меньше, чем у фильтра, установленного внутри сепаратора Ό4 катализатора, отверстия фильтра 2 конкретно не ограничиваются, предпочтительно их размер составляет меньше 10 мкм, более предпочтительно не более 7 мкм. Так как отверстия фильтра 2 меньше, мелкий порошок катализатора может быть задержан более точно, но дифференциальное давление фильтра 2 станет больше. Чтобы сохранить расход неочищенной парафиновой фракции на второй передаточной линии Ь14, отверстия фильтра 2 составляют предпочтительно менее 1 мкм и могут быть не меньше 5 мкм.
В качестве фильтра 2 могут быть использованы, например, фильтры, изготовленные из металлических порошков методом спекания. Фильтр, изготовленный из металлического порошка методом спекания, представляет собой фильтр, полученный нагреванием металлической сетки, порошка и т.п. при температуре, ниже температуры плавления металла, с их связыванием. Спеченный фильтр из металлической сетки представляет собой фильтр, полученный укладкой в слои множества металлических сеток и спеканием многослойных металлических сеток в вакууме при высокой температуре; диаметр (отверстия) образующегося спеченного фильтра из металлической сетки можно регулировать согласно размеру отверстий металлической сетки и числу слоев сеток. Особенно в том случае, когда расход жидкости, которая протекает по второй передаточной линии, является небольшим и установлен малый фильтр, фильтр 2 может представлять собой фильтр, включающий пористую полимерную мембрану, такой как мембранный фильтр.
На стадии 84 по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, вытекающей из куба первой ректификационной колонны С4 по линии Ь12, поступает на вторую передаточную линию Ь14, а мелкий порошок катализатора в неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по второй передаточной линии Ь14, непрерывно задерживается фильтром 2. С другой стороны, остальная неочищенная парафиновая фракция перемещается в установку гидрокрекинга С6 по линии от первой передаточной линии, т.е. линии Ь12, через смесительный барабан Ό6 и линию Ь16. Неочищенная парафиновая фракция, из которой мелкий порошок катализатора задержан фильтром 2, соединяется с неочищенной парафиновой фракцией, которая протекает по второй передаточной линии Ь14 на первую передаточную линию Ь12.
- 8 023683
Мелкий порошок катализатора в неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по второй передаточной линии, непрерывно задерживается фильтром 2; поэтому, количество мелкого порошка катализатора, втекающего в установку С6 гидрокрекинга, может снизиться. Поэтому можно предотвратить или подавить повреждение катализатора гидрокрекинга, использованного на стадии 85 (гидрокрекинга) мелким порошком катализатора, и также можно предотвратить или подавить рост дифференциального давления в установке С6 гидрокрекинга. Как результат этого, работа установки С6 гидрокрекинга в течение длительного времени может непрерывно протекать в стабильном режиме.
В настоящем варианте осуществления изобретения синтетическое масло ФТ, с которым смешан мелкий порошок катализатора, подвергают фракционированию в первой ректификационной колонне С4, фильтр устанавливают на одной из двух передаточных линий, по которым протекает неочищенная парафиновая фракция, с которой течет мелкий порошок катализатора, полученный при фракционировании, и мелкий порошок катализатора задерживается фильтром, в результате чего удаляется по меньшей мере часть мелкого порошка катализатора; соответственно, расход жидкости, которая протекает через фильтр, снижается, например по сравнению со случаем, когда фильтр устанавливают на линии Ь8, которая питает синтетическим маслом ФТ первую ректификационную колонну С4, а мелкий порошок катализатора, смешанный с синтетическим маслом ФТ, удаляют фильтром. Если расход текучей среды, протекающей через фильтр, снижается, дифференциальное давление в фильтре может снизиться, и работа системы 100 по производству минерального масла облегчается. Кроме того, если расход текучей среды, которая протекает через фильтр, снижается, размер фильтра, например площадь, через которую проходит текучая среда, может снизиться, приводя к снижению стоимости обслуживания установки и более легкой работе с ней, например при замене фильтра.
Стадия 84 дополнительно включает стадию мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2. Здесь мониторинг количества задержанного мелкого порошка катализатора означает, что в случае замены фильтра 2 или т.п. измеряется количество мелкого порошка катализатора, задержанного использованным фильтром; или измеряется дифференциальное давление до и после фильтра 2 в случае установленного фильтра, корреляция между дифференциальным давлением и количеством мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром, устанавливается заранее, а количество задержанного фильтром мелкого порошка катализатора устанавливается по корреляционной зависимости от дифференциального давления.
Примеры традиционного метода установления состояния смеси мелкого порошка катализатора с синтетическим маслом ФТ включают метод, в котором синтетическое масло ФТ, содержащее мелкий порошок катализатора, периодически или правильно экстрагируют, и измеряют количество мелкого порошка катализатора, содержащегося в нем. Однако, количество мелкого порошка катализатора, смешиваемого с синтетическим маслом ФТ, незначительно, и смешиваемое количество колеблется во времени, тогда как частота измерений ограничена в традиционном методе; соответственно, трудно оценить с высокой точностью суммарное количество мелкого порошка катализатора, смешиваемого с синтетическим маслом ФТ в течение заданного промежутка времени и попадающего на стадию повышения качества.
С другой стороны, в способе получения минерального масла по настоящему варианту осуществления изобретения количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, контролируется; таким образом, может быть установлено с высокой точностью суммарное количество мелкого порошка катализатора, попадающего в установку С6 гидрокрекинга. В случае применения способа, в котором количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, оценивается по дифференциальному давлению на фильтре 2, устанавливается суммарное количество мелкого порошка катализатора, втекающего в установку С6 гидрокрекинга в любой момент времени.
Способ измерения количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, демонтированного со второй передаточной линии для замены или т.п., не ограничен; например, используется способ, в котором демонтированный фильтр 2 промывают растворителем с низкой температурой кипения, в котором растворена парафиновая фракция, в результате чего удаляется прилипшая парафиновая фракция; кроме того, растворитель удаляют нагреванием, снижением давления или т.п., а затем измеряют массу фильтра, на котором остался только мелкий порошок катализатора; рассчитывают массу задержанного мелкого порошка катализатора по разнице между измеренной массой и предварительно измеренной массой только фильтра. В случае, когда фильтр изготовлен из такого материала, как металл или керамика, парафиновая фракция, прилипающая к фильтру, может быть удалена выжиганием, а затем может быть измерена масса фильтра, на котором остался только мелкий порошок катализатора, а масса задержанного мелкого порошка катализатора может быть рассчитана по разнице между измеренной массой и предварительно измеренной массой только фильтра. В альтернативном варианте, в случае, когда фильтром является фильтр, полученный из материала, который может быть сожжен и не дает никакого остатка после горения, такого как органический полимер, сам фильтр может быть сожжен, а количество мелкого порошка катализатора может быть определено по зольному остатку.
Фильтр 2, прошедший измерение количества задержанного мелкого порошка катализатора, может быть подвергнут восстановительной обработке с удалением задержанного мелкого порошка катализатора и использован повторно. В качестве способа удаления задержанного мелкого порошка катализатора с
- 9 023683 фильтра 2 используют способ соскабливания прилипшего мелкого порошка катализатора или способ принудительного течения текучей среды под давлением в направлении, противоположном используемому направлению течения, с применением, например, заранее выбранного устройства.
С другой стороны, в способе, в котором предварительно устанавливают зависимость между дифференциальным давлением до и после фильтра 2 и количеством мелкого порошка катализатора, а количество задержанного мелкого порошка катализатора оценивают по зависимости от дифференциального давления, собирают данные по количеству мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, измеренному этим способом, и данные по дифференциальному давлению непосредственно перед демонтажем фильтра 2, и устанавливают корреляционную зависимость между ними. Если корреляционная зависимость установлена, без демонтажа фильтра 2 для измерения количества задержанного мелкого порошка катализатора, то количество задержанного фильтром 2 мелкого порошка катализатора может быть установлено по дифференциальному давлению до и после фильтра 2, пока задерживание фильтром продолжается. В случае, когда расход неочищенной парафиновой фракции на второй передаточной линии, на которой установлен фильтр 2, колеблется, то предпочтительно, чтобы расход был измерен, чтобы скорректировать влияние колебаний дифференциального давления из-за расхода.
Далее по тексту, в настоящем варианте осуществления изобретения будет конкретно рассмотрена операция по мониторингу количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2 с целью оценки и мониторинга состояния мелкого порошка катализатора, попадающего в установку С6 гидрокрекинга.
Рассмотрим случай, в котором катализатор гидрокрекинга, которым заполняют установку С6 гидрокрекинга, заменен новым катализатором гидрокрекинга или восстановленным катализатором гидрокрекинга для начала работы системы 100 по производству минерального масла. В данном случае новый или восстановленный (удален задержанный мелкий порошок катализатора) фильтр 2 монтируется на второй передаточной линии Б14, и начинается мониторинг мелкого порошка катализатора, поступающего на стадию повышения качества, и в то же время начинается работа системы 100 по производству минерального масла. Неочищенная парафиновая фракция втекает на первую передаточную линию Б12 и вторую передаточную линию Б-14. ответвленную от первой передаточной линии Б12. с соответствующими заранее заданными расходами. Количество мелкого порошка катализатора, задерживаемого фильтром 2, повышается с течением времени, и после этого происходит повышение дифференциального давления до и после фильтра 2. Когда дифференциальное давление до и после фильтра 2 повышается до заранее заданной величины, вентиль, установленный на второй передаточной линии Б14, закрывается для временной остановки потока неочищенной парафиновой фракции на вторую передаточную линию Б14; фильтр 2 демонтируют, а новый монтируют для возобновления течения потока неочищенной парафиновой фракции по второй передаточной линии Б14. Количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, демонтированного в момент замены фильтра, измеряют описанным выше способом, а полученное количество задержанного мелкого порошка катализатора (массу) определяют как Затем количество (массу) мелкого порошка катализатора ^1, определенное как поступающее в установку С6 гидрокрекинга с начала работы системы 100 по производству минерального масла до момента замены фильтра 2, рассчитывают по уравнению А. Суммарный массовый расход неочищенной парафиновой фракции, протекающей по первой передаточной линии Б12 за период от начала работы системы 100 по производству минерального масла до момента замены фильтра 2, определяют как 8а1, а суммарный массовый расход неочищенной парафиновой фракции, протекающей по второй передаточной линии Б14, определяют как δΒι.
После замены фильтра 2, когда дифференциальное давление до и после фильтра 2 повышается во времени за счет задерживания мелкого порошка катализатора, до достижения заранее заданной величины, замену фильтра 2 и измерение количества задержанного мелкого порошка катализатора осуществляют так же, как и ранее. Затем, когда количество (масса) захваченного мелкого порошка катализатора на демонтированном фильтре 2 определена как ^2, суммарный массовый расход неочищенной парафиновой фракции, протекающей по первой передаточной линии Б12 за промежуток времени от последней замены фильтра 2 до очередной замены, определяют как §а2, а суммарный массовый расход неочищенной парафиновой фракции, протекающей по второй передаточной линии Б14, определяют как §Ь2, количество (масса) мелкого порошка катализатора ^2, поступающего в установку С6 гидрокрекинга за данный период, рассчитывают по уравнению В.
Далее эту операцию повторяют, а количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2 между одной заменой и следующей заменой фильтра, объединяют; таким образом, может быть рассчитано расчетное суммарное количество ν мелкого порошка катализатора, который поступает в установку С6 гидрокрекинга за период от начала работы системы 100 по производству минерального масла до ближайшего момента замены фильтра. А именно, рассчитывают по уравнению С.
№=№1+№2+... (С)
- 10 023683
Суммарное количество мелкого порошка катализатора, который поступает в установку С6 гидрокрекинга, также можно оценить, не только измеряя количество мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, но также при использовании метода оценки задержанного количества по дифференциальному давлению фильтра 2. В альтернативном варианте, объединяя метод измерения количества мелкого порошка катализатора и метод оценки задержанного количества по дифференциальному давлению, можно рассчитать расчетное суммарное количество мелкого порошка катализатора, который поступает в установку С6 гидрокрекинга в любой момент времени от начала работы системы 100 по получению минерального масла.
Отношение Р2/Р1 массового расхода (Р2) неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по второй передаточной линии, к массовому расходу (Р1) неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по первой передаточной линии, не ограничено; чем больше Р2/Р2, тем больше доля захваченного мелкого порошка катализатора и удаленного фильтром 2, а количество мелкого порошка катализатора, которое поступает в установку С6 гидрокрекинга, снижается. С другой стороны, как только Ρ2/ΡΊ становится больше, дифференциальное давление до и после фильтра 2 и скорость увеличения дифференциального давления за счет задерживания мелкого порошка катализатора становится больше, а частота замены фильтра 2 увеличивается. Кроме того, размер фильтра 2, например площадь, по которой протекает неочищенная парафиновая фракция, необходимо увеличить, при этом затраты на обслуживание установки возрастают, а операция замены фильтра осложняется. Соответственно, предпочтительно, чтобы Р2/Р1 было определено с учетом степени смешения мелкого порошка катализатора с синтетическим маслом ФТ, возникновения проблем, вызванных мелким порошком катализатора, поступающим в установку С6 гидрокрекинга, сложностью операции замены фильтра 2 и затрат, необходимых для этого.
В настоящем варианте осуществления изобретения Ρ2/ΡΊ может составлять от 0,001 до 0,2. В случае, когда Ρ2/ΡΊ равно от 0,001 до 0,2, съемный фильтр 2, установленный на середине второй передаточной линии, может быть меньше, а затраты на обслуживание фильтра 2 могут быть снижены. Кроме того, может быть уменьшена сложность замены фильтра 2, а замена фильтра 2 может проводиться с большой частотой. Кроме того, время, необходимое для замены фильтра 2, может быть снижено, а время мониторинга мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, может быть сокращено. Кроме того, делая фильтр 2 меньше, можно упростить операцию по определению количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2. А именно, операцию по отмыванию неочищенной парафиновой фракции, прилипшей к демонтированному фильтру 2, растворителем или сжиганием его для удаления, операцию взвешивания фильтра 2 и т.п. можно осуществлять на предприятии для проведения обычного управления качеством, или предприятии для проведения химического теста, в зависимости от ситуации. Поэтому, без внезапной остановки работы системы 100 производства минерального масла, можно с высокой точностью, с низкими затратами и простотой работы постоянно контролировать состояние мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга.
На стадии §4 можно определить заранее порог суммарного количества мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, когда активность катализатора гидрокрекинга, которым заполняют установку С6 гидрокрекинга, заметно снижается. Кроме того, заранее может быть установлен порог суммарного количества мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, когда происходит серьезное увеличение дифференциального давления в установке С6 гидрокрекинга. Например, если мелкий порошок катализатора собирается внутри установки С6 гидрокрекинга, образование углеродистого вещества (кокса) при использовании мелкого порошка катализатора в качестве центров образования зародышей кристаллизации, ускоряется; поэтому, активность катализатора гидрокрекинга может снизиться. Кроме того, накопление мелкого порошка катализатора внутри установки С6 гидрокрекинга может вызвать увеличение дифференциального давления в установке С6 гидрокрекинга. Возникновение данных проблем может быть заметным, когда суммарное количество мелкого порошка катализатора в установке С6 гидрокрекинга превышает заранее заданную величину. Тогда устанавливают заранее суммарное количество мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, когда заметно возникновение проблем в установке С6 гидрокрекинга, что определяется по количеству мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, а суммарное количество определяют как порог возникновения проблем в установке С6 гидрокрекинга. Количество мелкого порошка катализатора, задержанное фильтром 2, контролируется; поэтому, на стадии, на которой суммарное количество мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, которое оценивают по количеству задержанного мелкого порошка катализатора, близко к пороговой величине, меры по предупреждению снижения активности катализатора гидрокрекинга в установке С6 гидрокрекинга и/или увеличению дифференциального давления могут быть приняты заблаговременно. А именно, в настоящем варианте осуществления изобретения может быть осуществлен прогноз возникновения проблем, связанных с мелким порошком катализатора, и могут быть приняты меры по их предупреждению на основе этого прогноза.
- 11 023683
Кроме того, даже до стадии, на которой суммарное количество приближается к порогу, в случае, когда количество мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, определено как большое на основе мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром 2, по настоящему варианту осуществления изобретения, могут быть приняты превентивные меры.
В качестве превентивных мер, например, может быть увеличено отношение Р2/Р1 массового расхода (Р2) неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по второй передаточной линии, к массовому расходу (Р1) неочищенной парафиновой фракции, которая протекает по первой передаточной линии, в настоящем варианте осуществления изобретения, и может быть увеличено количество мелкого порошка катализатора, задерживаемое и удаляемое фильтром 2.
Кроме того, примеры превентивных мер включают метод, в котором работает установка с удалением мелкого порошка катализатора, поступающего в установку С6 гидрокрекинга, или снижением его количества в случае, когда в производственной системе 100 предусмотрена установка для проведения стадии удаления по меньшей мере части мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции, отдельно от установки по задерживанию мелкого порошка катализатора фильтром 2 согласно настоящему варианту осуществления изобретения. Примеры стадии удаления по меньшей мере части мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции, отдельной от стадии задерживания мелкого порошка катализатора фильтром 2, включают стадию подачи по меньшей мере части неочищенной парафиновой фракции, которая вытекает из первой ректификационной колонны С4, в емкость для хранения или т.п., с разделением и задерживанием мелкого порошка катализатора путем седиментации, или стадию центрифугирования по меньшей мере части неочищенной парафиновой фракции с разделением и задерживанием мелкого порошка катализатора. Установка для проведения данных стадий может работать одновременно с началом работы производственной системы 100 или работа может быть начата на стадии, упомянутой выше, на основе мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задерживаемого фильтром 2, согласно настоящему варианту осуществления изобретения.
В настоящем варианте осуществления изобретения линия Ь14, отходящая от точки разветвления на линии Ь12 и соединенная через фильтр 2 с линией Ь12 ниже точки разветвления, представляет вторую передаточную линию; может быть предусмотрена линия Ь14а, отходящая в точке разветвления на линии Ь16, соединяющей смесительный барабан Ό6 с установкой С6 гидрокрекинга, оснащенная съемным фильтром 2а посередине, и соединенная с линией Ь16 ниже точки разветвления, и линия Ь14а может быть второй передаточной линией вместо линии Ь14. В данном случае мелкий порошок катализатора в неочищенной парафиновой фракции задерживается фильтром 2 для мониторинга задерживаемого количества мелкого порошка катализатора. Общий расход текучей среды, протекающей по линии Ь16 и линии Ь14а, больше, чем общий расход неочищенной парафиновой фракции, протекающей по линии Ь12 и линии Ь14, потому что кубовое масло из второй ректификационной колонны С12, направляемое на циркуляцию из второй ректификационной колонны С12, добавляется к неочищенной парафиновой фракции из первой ректификационной колонны С4. Поскольку дифференциальное давление фильтра повышается с повышением расхода, вариант осуществления изобретения, в котором линия Ь12 представляет первую передаточную линию, а линия Ь14 представляет вторую передаточную линию, является предпочтительным. Кроме того, производственная система 100 может включать все линию Ь14, фильтр 2, линию Ь14а и фильтр 2а.
Стадия §5.
Неочищенная парафиновая фракция, поступающая из первой ректификационной колонны С4 на стадии §4 с газообразным водородом, поступающим по линии подачи газообразного водорода (не показана), соединенной с линией Ь16, нагревают до температуры, необходимой для гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции, в теплообменнике Н4, установленном посередине линии Ь16, а затем подают в установку С6 гидрокрекинга на гидрокрекинг. Неочищенную парафиновую фракцию, в достаточной степени не подвергшуюся гидрокрекингу в установке С6 гидрокрекинга (далее по тексту называемую некрекированной парафиновой фракцией в некоторых случаях), извлекают в виде кубового масла из второй ректификационной колонны С12 на стадии §8, направляют на рецикл по линии Ь38 на линию 112, смешивают с неочищенной парафиновой фракцией из первой ректификационной колонны С4 в смесительном барабане Ό6 и подают вновь в установку гидрокрекинга С6.
Тип установки гидрокрекинга С6 конкретно не ограничен, и предпочтительно используют проточный реактор с неподвижным слоем, наполненный катализатором гидрокрекинга. Реактор может быть одиночным или состоять из нескольких реакторов, установленных последовательно или параллельно. Кроме того, каталитический слой внутри реактора может быть одиночным или состоять из нескольких слоев.
- 12 023683
В качестве катализатора гидрокрекинга, загруженного в установку С6 гидрокрекинга, используют известный катализатор гидрокрекинга, и предпочтительно используют катализатор, в котором металл, который представляет собой элемент, обладающий гидрирующей активностью и принадлежащий к группе с 8 по 10 Периодической таблицы, нанесен на неорганический носитель, имеющий кислотность в твердом состоянии.
Примеры неорганического носителя, который образует катализатор гидрокрекинга и имеет подходящую кислотность в твердом состоянии, представляют те, которые включают цеолиты, такие как стабильный цеолит Υ-типа (υδΥ), цеолит Υ-типа, мордернит и β-цеолит, и одно или более неорганических соединений, выбранных из аморфных композиционных оксидов металлов, обладающих термостойкостью, таких как оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония и оксид алюминия-оксид бора. Кроме того, в качестве носителя более предпочтительны композиции, включающие υδΥ цеолит и один или более аморфных композиционных оксидов металлов, выбранных из диоксида кремния-оксида алюминия, оксида алюминия-оксида бора и диоксида кремния-диоксида циркония, а композиции, включающие цеолит υδΥ и оксид алюминия-оксид бора и/или диоксид кремния-оксид алюминия являются еще более предпочтительными.
Цеолит υδΥ представляет собой цеолит, полученный ультрастабилизацией цеолита Υ-типа гидротермической обработкой и/или кислотной обработкой; помимо микропористой структуры, называемой микропорами, которой исходно обладает цеолит Υ-типа и размер пор которого не превышает 2 нм, в цеолите υδΥ образуются новые мелкие поры размером в интервале от 2 до 10 нм. Средний размер частиц цеолита υδΥ конкретно не ограничен и составляет предпочтительно не более 1,0 мкм и более предпочтительно не более 0,5 мкм. Кроме того, в цеолите υδΥ предпочтительно, чтобы молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия (молярное отношение диоксида кремния к оксиду алюминия) составляло от 10 до 200, и еще более предпочтительно, чтобы молярное отношение составляло от 15 до 100, и еще более предпочтительно, чтобы молярное отношение составляло от 20 до 60.
Кроме того, предпочтительно, чтобы носитель содержал от 0,1 до 80% по массе кристаллического цеолита и от 0,1 до 60% по массе аморфного композиционного оксида металла, обладающего термостойкостью.
Носитель может быть получен следующим образом: композицию носителя, включающую неорганическое соединение, обладающее кислотностью в твердом состоянии, и связующее формуют и прокаливают. Доля смешиваемого неорганического соединения, обладающего кислотностью в твердом состоянии, составляет предпочтительно от 1 до 70% по массе, более предпочтительно от 2 до 60% по массе в расчете на общую массу носителя. Кроме того, в случае, когда носитель содержит цеолит υδΥ, доля цеолита υδΥ в смеси составляет предпочтительно от 0,1 до 10% по массе, более предпочтительно от 0,5 до мас.% в расчете на общую массу носителя. Кроме того, в случае, когда носитель содержит цеолит υδΥ и оксид алюминия-оксид бора, предпочтительно, чтобы соотношение цеолита υδΥ к смешиваемому оксиду алюминия-оксиду бора (цеолит υδΥ/оксид алюминия-оксид бора) составляло от 0,03 до 1 в массовом отношении. Более того, в случае, когда носитель содержит цеолит υδΥ и диоксид кремния-оксид алюминия, предпочтительно, чтобы соотношение цеолита υδΥ к диоксиду кремния-оксиду алюминия в смеси (цеолит υδΥ/диоксид кремния-оксид алюминия) составляло от 0,03 до 1 в массовом отношении.
Связующее конкретно не ограничено; предпочтительными являются оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, оксид магния, более предпочтительным является оксид алюминия. Количество связующего в смеси составляет предпочтительно от 20 до 98% по массе, более предпочтительно от 30 до 96% по массе в расчете на общую массу носителя.
Температура прокаливания композиции носителя составляет предпочтительно величину 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. Прокаливание при данной температуре может придать носителю достаточную кислотность в твердом состоянии и механическую прочность.
Примеры металлов групп с 8 по 10 Периодической таблицы, нанесенных на носитель и обладающих гидрирующей активностью, включают, в частности, кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платину. Из них, металлы, выбранные из никеля, палладия и платины, используют предпочтительно по отдельности или в комбинации двух или более из них. Данные металлы могут быть нанесены на носитель, упомянутый выше, стандартным методом, таким как импрегнирование или ионный обмен. Количество наносимого на носитель металла конкретно не ограничено, и предпочтительно, чтобы общее количество металла составляло от 0,1 до 3,0% по массе, в расчете на массу носителя. Здесь Периодическая таблица элементов относится к Периодической таблице элементов длинных периодов на основе спецификации ГОРАС (Международный Союз по Теоретической и Прикладной Химии).
В установке С6 гидрокрекинга неочищенная парафиновая фракция и часть некрекированной парафиновой фракции (углеводородов, содержащих приблизительно число атомов углерода С21 или больше) превращается в углеводороды, содержащие приблизительно число атомов углерода С20 или меньше после гидрокрекинга; кроме того, часть их превращается во фракцию нафты (приблизительно от С5 до С10) более легкую, чем целевая промежуточная фракция (приблизительно от Си до С20), и дополнительные
- 13 023683 газообразные углеводороды, содержащие число атомов углерода С4 или меньше, в результате избыточного гидрокрекинга. С другой стороны, неочищенная парафиновая фракция и часть некрекированной парафиновой фракции не подвергаются в достаточной степени гидрокрекингу и превращаются в некрекированную парафиновую фракцию, имеющую приблизительно число атомов углерода С2 или больше. Состав продукта гидрокрекинга определяется согласно используемому катализатору гидрокрекинга и условиям реакции гидрокрекинга. Здесь продукт гидрокрекинга относится ко всем продуктам гидрокрекинга, содержащим некрекированную парафиновую фракцию, если не указано иначе. Если условия реакции гидрокрекинга являются более жесткими, чем это необходимо, содержание некрекированной парафиновой фракции в продукте гидрокрекинга снижается, тогда как легкий компонент, чей вес равен или меньше, чем фракция нафты, возрастает, снижая выход целевой промежуточной фракции. С другой стороны, если условия реакции гидрокрекинга более мягкие, чем необходимо, некрекированная парафиновая фракция возрастает, снижая выход промежуточной фракции. В случае, когда отношение М2/М1 массы М2 продукта крекинга, чья температура кипения составляет от 25 до 360°С, к массе М1 всех продуктов крекинга, чья температура кипения составляет не менее 25°С, определяется как степень крекинга, условия реакции подбираются таким образом, что степень крекинга М2/М1 обычно может составлять от 20 до 90%, предпочтительно от 30 до 80%, более предпочтительно от 45 до 70%.
В установке С6 гидрокрекинга параллельно с реакцией гидрокрекинга протекает реакция гидрогенизационной изомеризации нормальных парафинов, которые включают неочищенную парафиновую фракцию и некрекированную парафиновую фракцию или продукты их гидрокрекинга, с образованием изопарафинов. В случае, когда продукт гидрокрекинга используют как базовый компонент жидкого топлива, изопарафины, образующиеся в результате реакции гидрогенизационной изомеризации, составляют компонент, который вносит вклад в улучшение текучести при низких температурах, и предпочтительно, чтобы производительность была высокой. Кроме того, также происходит удаление олефинов и кислородсодержащих соединений, таких как спирты, которые являются побочными продуктами реакции синтеза ФТ, содержащимися в неочищенной парафиновой фракции. А именно, олефины превращаются в парафиновые углеводороды при гидрогенизации, а кислородсодержащие соединения превращаются в парафиновые углеводороды и воду при гидродеоксидировании.
Условия реакции в установке С6 гидрокрекинга не ограничены, и могут быть выбраны следующие условия. А именно, примеры температура реакции включает от 180 до 400°С, от 200 до 370°С является предпочтительной, от 250 до 350°С является более предпочтительной и от 280 до 350°С является особенно предпочтительной. При температуре реакции выше 400°С протекает не только крекинг до более легкого компонента со снижением выхода промежуточной фракции, но продукт может быть окрашен, что ограничит его применение в качестве базового компонента жидкого топлива. С другой стороны, при температуре реакции меньше 180°С не только реакция гидрокрекинга протекает недостаточно глубоко со снижением выхода промежуточной фракции, но подавляется образование изопарафинов по реакции гидрогенизационной изомеризации, и кислородсодержащие соединения, такие как спирты, извлекаются недостаточно и остаются в системе. Примеры парциального давления водорода включают от 0,5 до 12 МПа, а от 1,0 до 5,0 МПа является предпочтительным. При парциальном давлении водорода менее 0,5 МПа гидрокрекинг, гидрогенизационная изомеризация и т.п. могут протекать недостаточно; с другой стороны, при парциальном давлении водорода более 12 МПа от установки требуется повышенное сопротивление действию высокого давления, что может повысить стоимость установки. Примеры часовой объемной скорости жидкости (ЬН8У) неочищенной парафиновой фракции и некрекированной парафиновой фракции включают от 0,1 до 10,0 ч-1, и величина от 0,3 до 3,5 ч-1 является предпочтительной. При ЬН8У меньше 0,1 ч-1 гидрокрекинг может протекать в избыточной степени, и производительность может снизиться; с другой стороны, при ЬН8У более 10, 0 ч-1 гидрокрекинг, гидрогенизационная изомеризация и т.п. могут протекать в недостаточной степени. Примеры отношения водород/масло включают от 50 до 1000 нл/л, и от 70 до 800 нл/л является предпочтительным. При отношении водород/масло меньше 50 нл/л гидрокрекинг, гидрогенизационная изомеризация и т.п. могут протекать в недостаточной степени; с другой стороны, при отношении водород/масло больше 1000 нл/л необходима крупногабаритная установка подачи водорода и т.п.
В данном примере продукт гидрокрекинга и непрореагировавший газообразный водород, выходящие из установки С6 гидрокрекинга, охлаждают и разделяют на газ и жидкость двухступенчато в газожидкостном сепараторе Ό8 и газожидкостном сепараторе Ό10, относительно тяжелый жидкий углеводород, содержащий некрекированную парафиновую фракцию, получают из газо-жидкостного сепаратора Ό8, а газовый компонент, содержащий главным образом газообразный водород и газообразные углеводороды, содержащие число атомов углерода С4 или меньше, и относительно легкие жидкие углеводороды получают из газо-жидкостного сепаратора Ό10. Таким двухступенчатым охлаждением и газожидкостным разделением можно предотвратить возникновение закупорки на линии, сопровождающееся отверждением при быстром охлаждении некрекированной парафиновой фракции, содержащейся в продукте гидрокрекинга. Каждый из жидких углеводородов, полученный в газо-жидкостном сепараторе Ό8 и газо-жидкостном сепараторе Ό10, объединяются на линии Ь32 через линию Ь28 и линию Ь26, соответственно. Газовый компонент, отделенный в газо-жидкостном сепараторе Ό12 и содержащий главным
- 14 023683 образом газообразный водород и газообразный углеводород с числом атомов углерода С4 или меньше, подают на установку С8 гидрогенизационной очистки средней фракции и установку С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты по линии (не показана), соединяющей газо-жидкостной сепаратор Ό10 с линией Ь18 и линий Ь20, и газообразный водород используют повторно.
Стадия 86.
Неочищенную промежуточную фракцию, выходящую из первой ректификационной колонны С4 по линии Ь18, с газообразным водородом, поступающим с линии подачи газообразного водорода, соединенной с линией Ь18 (не показана), нагревают до температуры, необходимой для гидрогенизационной очистки неочищенной промежуточной фракции, в теплообменнике Н6, установленном на линии Ь18, а затем подают в установку С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции для гидрирования.
Тип установки С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции конкретно не ограничен, и предпочтительно используют проточный реактор с неподвижным слоем, заполненный катализатором гидрогенизационной очистки. Реактор может быть одиночным или могут быть установлены несколько реакторов последовательно или параллельно. Кроме того, каталитический слой внутри реактора может быть одиночным или многослойным.
В качестве катализатора гидрогенизационной очистки, использованного в установке С8 гирогенизационной очистки промежуточной фракции, могут быть использованы катализаторы, традиционного используемые для гидрогенизационной очистки и/или гидрогенизационной изомеризации при нефтепереработке или т.п., а именно, катализаторы, в которых металл, обладающий гидрирующей способностью, нанесен на неорганический носитель.
В качестве металла, обладающего гидрирующей способностью, который образует катализатор гидрогенизационной очистки, используют один или более металлов, выбранных из группы, состоящей из металлов групп 6, 8, 9 и 10 Периодической таблицы элементов. Конкретные примеры данных металлов включают такие благородные металлы, как платина, палладий, родий, рутений, иридий и осмий, или кобальт, никель, молибден, вольфрам и железа; предпочтительными являются платина, палладий, никель, кобальт, молибден и вольфрам, более предпочтительными являются платина и палладий. Кроме того, два или более из данных металлов также предпочтительно используют в комбинации; примеры предпочтительной комбинации в данном случае включают платину-палладий, кобальт-молибден, никель-молибден, никель-кобальт-молибден и никель-вольфрам.
Примеры неорганического носителя, который образует катализатор гидрогенизационной очистки, включают такие оксиды металлов, как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония и оксид бора. Данные оксиды металлов могут быть использованы по отдельности или в виде смеси двух или более из них, или как композиционный оксид металла, такой как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония, оксид алюминия-диоксид циркония и оксид алюминияоксид бора. С точки зрения эффективного протекания гирогенизационной изомеризации нормальных парафинов в момент гидрогенизационной очистки предпочтительно, чтобы неорганический носитель представлял собой композиционный оксид металла, обладающий кислотностью в твердом состоянии, такой как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония, оксид алюминиядиоксид циркония и оксид алюминия-оксид бора. Кроме того, в неорганическом носителе может содержаться небольшое количество цеолита. Далее, чтобы улучшить формуемость и механическую прочность носителя, с неорганическим носителем может быть смешано связующее. Примеры предпочтительного связующего включают оксид алюминия, диоксид кремния и оксид магния.
В случае, когда металлом является благородный металл, предпочтительно, чтобы содержание металла, обладающего гидрирующим действием, в катализаторе гидрогенизационной очистки составляло приблизительно от 0,1 до 3% по массе атома металла от массы носителя. Кроме того, в случае, когда металлом является металл, отличный от благородного металла, предпочтительно, чтобы содержание его составляло приблизительно от 2 до 50% по массе оксида металла от массы носителя. В случае, когда содержание металла, обладающего гидрирующим действием, меньше, чем величина нижнего предела, гидрогенизационная очистки и гидрогенизационная изомеризация могут протекать недостаточно. С другой стороны, в случае, когда содержание металла, обладающего гидрирующим действием, превышает величину верхнего предела, распределение металла, обладающего гидрирующим действием, может привести к снижению активности катализатора и увеличению стоимости катализатора.
В установке С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции происходит гидрогенизационная очистка неочищенной промежуточной фракции (нормальные парафины с числом атомов углерода приблизительно от С11 до С20 являются основным компонентом). При гидрогенизационной очистке олефины, которые являются побочными продуктами в реакции синтеза ФТ, содержащиеся в неочищенной парафиновой фракции, гидрируются и превращаются в парафиновые углеводороды. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, превращаются в парафиновые углеводороды и воду по реакции гидродеоксидирования. Кроме того, параллельно гидрогенизационной очистке протекает реакция гидрогенизационной изомеризации нормальных парафинов с получением изопарафинов, в результате чего образуется неочищенная промежуточная фракция. В случае, когда промежуточную фракцию используют как базовый компонент жидкого топлива, изопарафины, образовавшиеся в реакции гидрогени- 15 023683 зационной изомеризации, представляют компонент, который обеспечивает улучшение текучести при низкой температуре, и предпочтительно, чтобы производительность была высокой.
Условия реакции в установке С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции не ограничены, и могут быть выбраны следующие условия. А именно, примеры температуры реакции включают от 180 до 400°С, от 200 до 370°С является предпочтительной, от 250 до 350°С является более предпочтительной и от 280 до 350°С является особенно предпочтительной. При температуре реакции выше 400°С протекает крекинг до легкого компонента со снижением выхода промежуточной фракции, и продукт может быть окрашен, что ограничит его применение в качестве базового компонента жидкого топлива. С другой стороны, при температуре реакции меньше 180°С кислородсодержащие соединения, такие как спирты, удаляются недостаточно и остаются в системе, а образование изопарафинов по реакции гидрогенизационной изомеризации может быть подавлено. Примеры парциального давления водорода включают от 0,5 до 12 МПа, а от 1,0 до 5,0 МПа является предпочтительным. При парциальном давлении водорода менее 0,5 МПа гидрогенизационная очистка и гидрогенизационная изомеризация могут протекать недостаточно; с другой стороны, при парциальном давлении водорода более 12 МПа от установки требуется повышенное сопротивление действию высокого давления, что может повысить стоимость установки. Примеры часовой объемной скорости жидкости (ЬН8У) неочищенной парафиновой фракции включают от 0,1 до 10,0 ч-1, и величина от 0,3 до 3,5 ч-1 является предпочтительной. При ЬН8У меньше 0,1 ч-1 может протекать крекинг в легкий компонент со снижением выхода промежуточной фракции, и производительность может снизиться; с другой стороны, при ЬН8У более 10,0 ч-1 гидрогенизационная очистка и гидрогенизационная изомеризация могут протекать в недостаточной степени. Примеры отношения водород/масло включают от 50 до 1000 нл/л, и от 70 до 800 нл/л является предпочтительным. При отношении водород/масло меньше 50 нл/л гидрогенизационная очистка и гидрогенизационная изомеризация могут протекать в недостаточной степени; с другой стороны, при отношении водород/масло больше 1000 нл/л необходима крупногабаритная установка подачи водорода и т.п.
После отделения газового компонента, содержащего главным образом непрореагировавший газообразный водород, в газожидкостном сепараторе Ό12, к которому присоединена линия 130, выводимое масло из установки С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции перемещается по линии Ь32 и соединяется с продуктом гидрокрекинга жидкой парафиновой фракции, проходящей по линии Ь26. Газовый компонент, отделенный в газо-жидкостном сепараторе Ό12 и содержащий главным образом газообразный водород, подают в установку С6 гидрокрекинга и используют повторно.
Стадия 87.
Фракцию неочищенной нафты, выходящую из первой ректификационной колонны С4 по линии Ь20, с газообразным водородом, вводимым по линии подачи газообразного водорода (не показана), соединенной с линией Ь20, нагревают до температуры, необходимой для гидрогенизационной очистки фракции неочищенной нафты, в теплообменнике Н8, установленным на линии Ь20, и подают в установку С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты для гидрирования.
Тип установки С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты конкретно не ограничен, и предпочтительно используют проточный реактор с неподвижным слоем, заполненный катализатором гидрогенизационной очистки. Реактор может быть одиночным или могут быть установлены несколько реакторов последовательно или параллельно. Кроме того, каталитический слой внутри реактора может быть одиночным или многослойным.
Катализатор гидрогенизационной очистки, использованный в установке С10 гирогенизационной очистки фракции нафты, конкретно не ограничен, и катализатором гидрогенизационной очистки может быть такой же катализатор гидрогенизационной очистки, что и использованный для гидрогенизационной очистки неочищенной промежуточной фракции.
В установке С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты ненасыщенные углеводороды, содержащиеся во фракции неочищенной нафты (нормальные парафины с числом атомов углерода приблизительно от С5 до С10 являются основным компонентом), превращаются в парафиновые углеводороды в результате гидрирования. Кроме того, кислородсодержащие соединения, содержащиеся во фракции неочищенной нафты, такие как спирты, превращаются в парафиновые углеводороды и воду в результате гидродеоксидирования. Во фракции нафты реакция гидрогенизационной изомеризации не протекает вследствие того, что число атомов углерода мало.
Условия реакции в установке С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты не ограничены, и могут быть выбраны те же условия реакции, что и установке С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции.
Выходящий поток масла из установки С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты подают по линии Ь34 в газо-жидкостной сепаратор Ό14; в газо-жидкостном сепараторе Ό14 выходящий поток масла разделяется на газовый поток, в котором основным компонентом является газообразный водород, и жидкий углеводород. Отделенный газ поступает в установку С6 гидрокрекинга, а газообразный водород, содержащийся в нем, используют повторно. С другой стороны, отделенный жидкий углеводород перемещают по линии Ь36 в стабилизатор нафты С14. Кроме того, часть жидкого углеводорода направляют на рецикл по линии Ь48 на линию Ь20 выше установки С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты.
- 16 023683
Поскольку количество тепла, которое может выделиться при гидрогенизационной очистке фракции неочищенной нафты (гидрировании олефинов и гидродеоксидировании спиртов и т.п.) велико, часть жидких углеводородов направляют на рецикл в установку С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты, и Фракция неочищенной нафты разбавляется; поэтому, предотвращается повышение температуры в установке С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты.
В стабилизаторе С14 нафты жидкие углеводороды, поступающие из установки С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты и второй ректификационной колонны С12, фракционируются с получением в качестве продукта очищенной нафты с числом атомов углерода от С5 до С10. Очищенная нафта перемещается из куба колонны стабилизатора С14 нафты по линии Ь46 в емкость Т6 для нафты, где и хранится. С другой стороны, с линии Ь50, соединенной с головной частью колонны стабилизатора С14 нафты, углеводородный газ, в котором основным компонентом является углеводород с числом атомов углерода заранее заданной величины или менее (С4 или меньше), выводится. Поскольку углеводородный газ не является целевым продуктом, углеводородный газ вводят в устройство наружного сгорания (не показано) для сжигания, а затем выбрасывают в атмосферу.
Стадия 88.
Смешанное масло, включающее жидкие углеводороды, полученные из выходящего потока масла из установки С6 гидрокреинга, и жидкие углеводороды, полученные из выходящего потока масла из установки С8 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции, нагревают в теплообменнике Н10, установленном на линии Ь32, и подают во вторую ректификационную колонну С12 для фракционирования на углеводороды, имеющие приблизительно число атомов углерода С10 или меньше, керосиновую фракцию, фракцию легкого масла и некрекированную парафиновую фракцию. В углеводороде, содержащем число атомов углерода приблизительно С10 или меньше, температура кипения составляет ниже приблизительно 150°С; углеводород выводят из головной части второй ректификационной колонны С12 по линии Ь44. В керосиновой фракции температура кипения составляет приблизительно от 150 до 250°С; керосиновую фракцию выводят из центральной зоны второй ректификационной колонны С12 по линии Ь42 и направляют в емкость Т4 для хранения. Во фракции легкого масла температура кипения составляет приблизительно от 250 до 360°С; фракцию легкого масла выводят из нижней зоны второй ректификационной колонны С12 по линии 140 и направляют в емкость Т2 для хранения. В некрекированной парафиновой фракции температура кипения превышает приблизительно 360°С; некрекированную парафиновую фракцию выводят из куба второй ректификационной колонны С12 и по линии Ь38 направляют на рецикл на линию Ь12 выше установки С6 гидрокрекинга. Углеводороды, имеющие приблизительно Сю или меньше, выводят из головной зоны второй ректификационной колонны С12 и подают по линиям Ь44 и Ь36 в стабилизатор нафты и фракционируют с жидкими углеводородами, поступающими из установки С10 гидрогенизационной очистки фракции нафты.
Как отмечено выше, рассмотрен подходящий вариант осуществления способа получения минерального масла и производственная система по настоящему изобретению, но настоящее изобретение не всегда будет ограничиваться рассмотренным выше вариантом осуществления изобретения.
Например, в одном из вариантов осуществления изобретения в качестве процесса СТЬ природный газ используют как исходный материал для производства синтез-газа, тогда как может быть использован, например, и не газообразный углеводородный исходный материал, такой как битум и масляный остаток. Кроме того, в варианте осуществления изобретения фракционирование на три фракции неочищенной нафты, неочищенную промежуточную фракцию и неочищенную парафиновую фракцию протекает в первой ректификационной колонне С4, и фракция неочищенной нафты и неочищенная промежуточная фракция подвергаются гидрогенизационной очистке на отдельных стадиях; однако может быть проведено фракционирование на две фракции неочищенной легкой фракции из фракции неочищенной нафты и неочищенной промежуточной фракции в комбинации и неочищенной парафиновой фракции, а неочищенная легкая фракция может быть подвергнута гидрогенизационной очистке на одной стадии. Кроме того, в одном из вариантов осуществления изобретения керосиновую фракцию и фракцию легкого масла фракционируют в виде отдельных фракций во второй ректификационной колонне С12; однако они могут быть фракционированы в виде одной фракции (промежуточной фракции).
Кроме того, как рассмотрено выше, способ производства минерального масла по настоящему изобретению может включать стадию задерживания мелкого порошка катализатора фильтром 2 и/или фильтром 2а (далее по тексту называемыми фильтром 2 и т.п.) и мониторинга количества мелкого порошка катализатора, подлежащего задерживанию, и, помимо этого, стадию задерживания и удаления по меньшей мере части мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции. Кроме того, система для производства минерального масла по настоящему изобретению может включать установку для задерживания и удаления по меньшей мере части мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции, помимо того, что задерживает фильтр 2 и т.п. Примеры стадии задерживания и удаления по меньшей мере части мелкого порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции, помимо того, что задерживает фильтр 2 и т.п., включают стадию отделения мелкого порошка катализатора в емкости для хранения путем седиментации и задерживание мелкого порошка катализатора и стадию отделения мелкого порошка катализатора цен- 17 023683 трифугированием и задерживанием мелкого порошка катализатора. В случае, когда предусмотрены данные стадии, с точки зрения задерживания количества мелкого порошка катализатора, которое остается в неочищенной парафиновой фракции после задерживания и удаления мелкого порошка катализатора на данных стадиях, и течения в установку С6 гидрокрекинга, предпочтительно, чтобы данные стадии были проведены выше по схеме от стадии задерживания мелкого порошка катализатора фильтром 2 и т.п. и мониторинга его количества, которое задерживается, согласно настоящему варианту осуществления изобретения. Кроме того, данные стадии могут быть проведены одновременно или проведены в том случае, когда катализатор гидрокрекинга, которым заполнена установка С6 гидрокрекинга, разрушен притоком мелкого порошка катализатора, или когда дифференциальное давление в установке С6 гидрокрекинга повышено.
Промышленная применимость
Согласно настоящему изобретению, может быть осуществлен способ производства минерального масла и производственная система, в которой без заметного влияния на работу установки по производству минерального масла можно с высокой точностью определить количество мелкого порошка катализатора, образованного катализатором, использованным для реакции синтеза Фишера-Тропша, попадающее в реакционную систему на стадии повышения качества синтетического масла ФТ, и на основании этого можно прогнозировать возникновение проблем в реакционной системе на данной стадии.
Список ссылочных позиций
2, 2а - фильтр, С4 - первая ректификационная колонна. С6 -установка гидрокрекинга, С8 - установка С10 гидрогенизационной очистки промежуточной фракции, С10 - установка С12 гидрогенизационной очистки фракции нафты, С12 - вторая ректификационная колонна, Ь12, Ь16 - первая передаточная линия, Ь14, Ь14а - вторая передаточная линия, 100 - система производства минерального масла.

Claims (5)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения минерального масла, включающий стадию получения минерального масла, содержащего мелкий порошок катализатора, образованный катализатором, по реакции синтеза Фишера-Тропша с использованием реактора с трехфазным псевдоожиженным слоем, в котором катализатор суспендирован в жидком углеводороде;
    стадию фракционирования минерального масла по меньшей мере на одно масло прямой перегонки и кубовое масло, содержащее мелкий порошок катализатора, с использованием ректификационной колонны;
    стадию определения количества мелкого порошка катализатора, для чего часть кубового масла из колонны направляют по второй передаточной линии, содержащей установленный посередине съемный фильтр, причем вторая передаточная линия отходит в точке разветвления от первой передаточной линии и вторая передаточная линия соединена с первой передаточной линией ниже по потоку от точки разветвления, для задерживания мелкого порошка катализатора в кубовом масле из колонны, протекающем по второй передаточной линии, с использованием съемного фильтра при протекании остального кубового масла из колонны по первой передаточной линии, соединяющей кубовую зону ректификационной колонны с установкой гидрокрекинга, для переноса кубового масла из колонны в установку гидрокрекинга в транспортном устройстве, включающем первую передаточную линию и вторую передаточную линию;
    стадию мониторинга количества мелкого порошка катализатора, задержанного фильтром, на которой измеряют количество мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром, или измеряют разность давлений до и после фильтра и количество мелкого порошка катализатора, захваченного фильтром, определяют из разности давлений; и стадию гидрокрекинга кубового масла в установке гидрокрекинга.
  2. 2. Способ по п.1, где отношение Р2/Р1 массового расхода Р2 кубового масла, передаваемого по второй передаточной линии, к массовому расходу Р1 кубового масла, передаваемого по первой передаточной линии, равно величине от 0,1 до 0,2.
  3. 3. Система для получения минерального масла, включающая ректификационную колонну для фракционирования минерального масла, полученного по реакции синтеза Фишера-Тропша с использованием реактора с трехфазным псевдоожиженным слоем, в котором катализатор суспендирован в жидком углеводороде по меньшей мере на одно масло прямой перегонки и кубовое масло из колонны;
    установку гидрокрекинга для гидрокрекинга кубового масла из колонны;
    первую передаточную линию, соединяющую кубовую зону ректификационной колонны с установкой гидрокрекинга; и вторую передаточную линию, отходящую в точке разветвления от первой передаточной линии, оснащенную посередине съемным фильтром для задерживания мелкого порошка катализатора, образованного катализатором, и соединенную с первой передаточной линией ниже точки разветвления.
  4. 4. Система по п.3, где первая передаточная линия и вторая передаточная линия включают расходомеры.
    - 18 023683
  5. 5. Система по п.З или 4, где вторая передаточная линия включает устройство для определения разности давлений до и после фильтра, установленного на второй передаточной линии.
EA201390251A 2010-08-19 2011-08-12 Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла EA023683B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010184083A JP5757704B2 (ja) 2010-08-19 2010-08-19 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
PCT/JP2011/068476 WO2012023525A1 (ja) 2010-08-19 2011-08-12 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390251A1 EA201390251A1 (ru) 2013-07-30
EA023683B1 true EA023683B1 (ru) 2016-06-30

Family

ID=45605179

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390251A EA023683B1 (ru) 2010-08-19 2011-08-12 Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла

Country Status (10)

Country Link
US (2) US9493714B2 (ru)
EP (1) EP2607458B1 (ru)
JP (1) JP5757704B2 (ru)
CN (1) CN103180416B (ru)
AU (1) AU2011291802B2 (ru)
BR (1) BR112013003870A2 (ru)
CA (1) CA2806281A1 (ru)
EA (1) EA023683B1 (ru)
MY (1) MY162919A (ru)
WO (1) WO2012023525A1 (ru)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5764307B2 (ja) 2010-08-19 2015-08-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
US9901849B2 (en) 2014-06-13 2018-02-27 Uop Llc Process for removing catalyst fines from a liquid stream from a fixed bed reactor
US10092855B2 (en) * 2015-07-16 2018-10-09 Fritz Chess CO2 extraction and filtration system
CN107557065B (zh) * 2016-06-30 2019-12-27 中国石油化工股份有限公司 煤焦油加氢生产清洁柴油的方法及用于该方法的系统
CN107557064B (zh) * 2016-06-30 2019-12-27 中国石油化工股份有限公司 煤焦油组合床加氢方法和用于煤焦油组合床加氢的系统
CN107557068B (zh) * 2016-06-30 2019-12-27 中国石油化工股份有限公司 一种煤焦油加氢的方法以及一种用于煤焦油加氢的系统
US10596485B2 (en) 2017-04-03 2020-03-24 Fritz Chess Multi-functional distiller
CN115044392B (zh) * 2022-06-06 2023-08-01 中建安装集团有限公司 一种提高乙烯裂解劣质焦油综合利用附加值的工艺及装置

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002502686A (ja) * 1998-02-10 2002-01-29 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー チタニア触媒、その調製法、およびフィッシャー・トロプシュ合成におけるその使用法
JP2007530710A (ja) * 2003-07-02 2007-11-01 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド フィッシャー・トロプシュ由来炭化水素流れの酸処理
JP2009221305A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ｆｔ合成油中の失活したｆｔ触媒の選択的除去方法
JP2009221299A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ｆｔ合成油中の磁性粒子の除去方法
WO2010038400A1 (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 触媒分離システム

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS54154873A (en) * 1978-05-29 1979-12-06 Nippon Atom Ind Group Co Ltd High-gradient magnetism filter
US5827903A (en) * 1996-01-31 1998-10-27 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Separation of catalyst from Fischer-Tropsch slurry
US6068760A (en) * 1997-08-08 2000-05-30 Rentech, Inc. Catalyst/wax separation device for slurry Fischer-Tropsch reactor
JP4115034B2 (ja) * 1999-03-17 2008-07-09 新日本石油株式会社 石油精製装置における原料油のフィルター洗浄方法
US6866797B1 (en) * 2000-08-03 2005-03-15 Bj Services Company Corrosion inhibitors and methods of use
GB0112806D0 (en) * 2001-05-25 2001-07-18 Bp Exploration Operating Process
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
FR2850393B1 (fr) * 2003-01-27 2005-03-04 Inst Francais Du Petrole Procede de production de distillats moyens par hydroisomerisation et hydrocraquage de charges issues du procede fischer-tropsch
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
US20050004412A1 (en) * 2003-07-02 2005-01-06 Chevron U.S.A. Inc, Distillation of a Fischer-Tropsch derived hydrocarbon stream
BRPI0412565A (pt) * 2003-07-15 2006-09-19 Sasol Tech Pty Ltd processo para produzir lìquidos e, opcionalmente, gasosos de reagentes gasosos
JP4456947B2 (ja) 2004-07-09 2010-04-28 新日鉄エンジニアリング株式会社 気泡塔型フィッシャー・トロプシュ合成スラリー床反応システム
JP5409370B2 (ja) 2007-09-27 2014-02-05 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 合成反応システム
JP5294662B2 (ja) * 2008-03-14 2013-09-18 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ｆｔ合成油中の微粉化したｆｔ触媒の選択的除去方法
EP2258812A4 (en) * 2008-03-14 2014-01-22 Nippon Steel Eng Co Ltd REACTION SYSTEM FOR THE SYNTHESIS OF A HYDROCARBON COMPOUND AND PROCESS FOR REMOVING FINELY DIVIDED PARTICLES
EA201070959A1 (ru) * 2008-03-14 2011-02-28 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн Способ селективного удаления катализатора из синтетической сырой нефти фишера-тропша и способ повторного использования удаленного катализатора
CN201218256Y (zh) * 2008-07-10 2009-04-08 西安建筑科技大学 液压动力系统油液污染监测与清洁过滤装置
EP2336271B1 (en) 2008-09-30 2014-09-17 Japan Oil, Gas and Metals National Corporation Unit for hydrocarbon compound synthesis reaction and method of operating same
JP5764307B2 (ja) 2010-08-19 2015-08-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002502686A (ja) * 1998-02-10 2002-01-29 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー チタニア触媒、その調製法、およびフィッシャー・トロプシュ合成におけるその使用法
JP2007530710A (ja) * 2003-07-02 2007-11-01 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド フィッシャー・トロプシュ由来炭化水素流れの酸処理
JP2009221305A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ｆｔ合成油中の失活したｆｔ触媒の選択的除去方法
JP2009221299A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ｆｔ合成油中の磁性粒子の除去方法
WO2010038400A1 (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 触媒分離システム

Also Published As

Publication number Publication date
CN103180416A (zh) 2013-06-26
US20170009153A1 (en) 2017-01-12
AU2011291802B2 (en) 2015-07-09
CA2806281A1 (en) 2012-02-23
JP5757704B2 (ja) 2015-07-29
EP2607458A4 (en) 2014-05-14
BR112013003870A2 (pt) 2016-06-07
JP2012041449A (ja) 2012-03-01
MY162919A (en) 2017-07-31
CN103180416B (zh) 2014-12-10
EA201390251A1 (ru) 2013-07-30
US20130144099A1 (en) 2013-06-06
EP2607458B1 (en) 2016-10-26
AU2011291802A1 (en) 2013-02-14
WO2012023525A1 (ja) 2012-02-23
EP2607458A1 (en) 2013-06-26
US9493714B2 (en) 2016-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023683B1 (ru) Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла
EA028397B1 (ru) Способ получения катализатора гидроочистки и его использование в процессе получения углеводородного масла
WO2011055653A1 (ja) 水素化分解方法、および炭化水素油の製造方法
AU2011291804A1 (en) Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
CN103210066B (zh) 反应器的清洗方法
WO2012133317A1 (ja) 再生水素化精製触媒及び炭化水素油の製造方法
JP5367727B2 (ja) 中間留分水素化精製反応器の操業方法及び中間留分水素化精製反応器
JP2012214616A (ja) 灯油基材の製造方法及び灯油基材
JP5443206B2 (ja) 水素化分解方法
JP5990389B2 (ja) 炭化水素油の製造方法、気泡塔型スラリー床反応装置及び炭化水素油の製造システム
JP5599633B2 (ja) 精留塔のスタートアップ方法
US9193917B2 (en) Method for estimating content of fine particles in slurry and process for producing hydrocarbon oil
EA024240B1 (ru) Способ пуска фракционатора

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