EA024867B1

EA024867B1 - Способ получения керосинового базового материала и керосиновый базовый материал

Info

Publication number: EA024867B1
Application number: EA201391424A
Authority: EA
Inventors: Такуя Ниицума
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: 2011-03-31
Filing date: 2012-03-26
Publication date: 2016-10-31
Also published as: JP2012214616A; ZA201307568B; CA2831746A1; CA2831746C; US20140305839A1; CN103443253B; JP5730103B2; WO2012133326A1; US9725665B2; EP2692835A1; BR112013025289B1; EA201391424A1; AP2013007203A0; CN103443253A; BR112013025289A2; AU2012233964A1; EP2692835B1; AU2012233964B2; MY162455A; EP2692835A4

Abstract

Способ получения керосинового базового топлива согласно настоящему изобретению включает удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее из первой фракции, имеющей начальную точку кипения от 95 до 140°С и конечную точку кипения от 240 до 280°С, полученной из гидроочищенного масла на основе синтетического масла Фишера-Тропша, для получения второй фракции, имеющей содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее от 0,1 до 0,7 мас.%.

Description

Настоящее изобретение относится к способу получения керосинового базового топлива и к керосиновому базовому топливу.

Уровень техники

Известен способ получения керосинового базового топлива, используемого в качестве сырья для жидких топливных продуктов, таких как керосин и газойль, способ, использующий реакцию синтеза Фишера-Тропша (далее реакция ФТ-синтеза), в которой в качестве сырья используется синтез-газ, содержащий газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н₂) как основные компоненты.

Например, патентный документ 1 описывает способ производства топлива с получением фракции нафты, керосиновой фракции, газойлевой фракции и некрекинговых парафинов из гидроочищенного масла, полученного с помощью гидроочистки или гидрокрекинга синтетического масла Фишера-Тропша (ниже называется синтетическое масло ФТ), полученного по реакции ФТ-синтеза.

Перечень ссылок Патентные документы [Патентный документ 1] Международная публикация № νΟ 2009/0414780.

Сущность изобретения Техническая задача

При производстве керосинового базового топлива, чтобы соответствовать японскому промышленному стандарту на керосин (Л8 № 1), извлечение из ректификационной колонны осуществляется, не вызывая точки вспышки керосиновой фракции при температуре ниже 40°С. В вышеупомянутом способе производства топлива, температура разделения фракции нафты и керосиновой фракции, т.е. начальная точка кипения керосиновой фракции, установлена около 150°С для получения керосиновой фракции, содержащей в качестве основного компонента парафины с числом атомов углерода от 10 до 14.

С другой стороны, по причине того, что фракция нафты, полученная из гидроочищенного масла, образованного из синтетического масла ФТ, имеет низкое октановое число, поскольку ее основным компонентом является парафин, и непригодна для автомобильного топлива, желательно как можно больше увеличить содержание фракции, полученной в качестве керосинового базового топлива, имеющего высокую рыночную стоимость.

Настоящее изобретение было сделано с учетом этих обстоятельств, и целью настоящего изобретения является предложить: способ получения керосинового базового топлива, позволяющий производить большее количество керосинового базового топлива из гидроочищенного масла, полученного из синтетического масла ФТ; и керосиновое базовое топливо.

Решение задачи

Для решения этих задач настоящее изобретение предлагает способ получения керосинового базового топлива, включающий удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее из первой фракции, имеющей начальную точку кипения от 95 до 140°С и конечную точку кипения от 240 до 280°С, полученной из гидроочищенного масла на основе синтетического масла Фишера-Тропша для получения второй фракции, имеющей содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее от 0,1 до 0,7 мас.%.

В соответствии со способом получения керосинового базового топлива настоящего изобретения получают указанную первую фракцию, и парафины с числом атомов углерода 7 или менее удаляют из первой фракции, что позволяет получить указанную вторую фракцию в качестве керосинового базового топлива, имеющего точку вспышки 40°С или более. Указанная первая фракция может содержать парафины с числом атомов углерода 9 или менее, которые удаляются в традиционных керосиновых фракциях, в результате чего можно получить больше фракций из гидроочищенного масла на основе синтетического масла ФТ в качестве керосинового базового топлива. Необходимо отметить, что вышеупомянутый эффект по настоящему изобретению основывается на том знании авторов настоящего изобретения, что даже если содержание всех парафинов с числом атомов углерода 9 или менее не снижено, точка вспышки может быть в достаточной степени повышена за счет оставления парафинов с числом атомов углерода 9 и приведения содержания парафинов с числом атомов углерода 7 или менее к вышеупомянутому определенному диапазону.

Необходимо отметить, что если содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее во второй фракции превышает 0,7 мас.%, трудно соответствовать условию о том, что точка вспышки должна составлять 40°С или более, а если содержание составляет менее 0,1 мас.%, увеличиваются затраты и осложнения, связанные с удалением парафинов с числом атомов углерода 7 или менее.

В способе получения керосинового базового топлива по настоящему изобретению точка вспышки второй фракции может составлять 40-50°С.

Настоящее изобретение также предлагает керосиновое базовое топливо, содержащее 85-99,5 мас.% парафинов с числом атомов углерода от 9 до 14 и 0,1-0,7 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее, в котором массовое соотношение [С₉/С₇ ^-] составляет 20 или более, где С₉ представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 9, и С₇ представляет содержание, в мас.%, па- 1 024867 рафинов с числом атомов углерода 7 или менее.

На основе керосинового базового топлива настоящего изобретения с вышеупомянутым составом можно получить керосин, имеющий точку вспышки 40°С или более.

Полезные эффекты изобретения

В соответствии с настоящим изобретением можно предложить: способ получения керосинового базового топлива, позволяющий осуществлять получение большего количества керосинового базового топлива из гидроочищенного масла, образованного из синтетического масла ФТ; и керосиновое базовое топливо.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлено схематическое изображение, иллюстрирующее один вариант осуществления системы получения углеводородного масла, в которой осуществляется способ получения керосинового базового топлива по настоящему изобретению; и на фиг. 2(а) представлено изображение, иллюстрирующее соотношение между содержанием парафинов с числом атомов углерода 9 в керосиновом базовом топливе и точкой вспышки керосинового базового топлива, и на фиг. 2(Ь) представлено изображение, иллюстрирующее соотношение между содержанием парафинов с числом атомов углерода 7 или менее в керосиновом базовом топливе и точкой вспышки керосинового базового топлива.

Описание вариантов осуществления

Ниже описывается настоящее изобретение со ссылкой на фиг. 1. На фиг. 1 представлено схематическое изображение, иллюстрирующее один вариант осуществления системы получения углеводородного масла, в которой осуществляется способ получения керосинового базового топлива согласно настоящему изобретению. При этом одинаковые номера позиций присвоены одинаковым или эквивалентным элементам.

Система получения 100 углеводородного масла, использованная в настоящем варианте осуществления, представляет собой производственную установку для получения базового компонента жидкого топлива (углеводородного масла), такого как газойль, керосин и нафта из синтетического масла ФишераТропша (синтетического масла ФТ). Система получения 100 углеводородного масла настоящего варианта осуществления получает исходный материал синтетического масла ФТ по линии Ь8 из реактора ФТсинтеза (не показан) для синтеза углеводородного масла (синтетического масла ФТ) по реакции ФТсинтеза из синтез-газа (газовой смеси из газообразного монооксида углерода и газообразного водорода) в качестве сырья. Следует отметить, что реактор ФТ-синтеза получает сырье синтез-газа из реактора риформинга (не показан) для получения синтез-газа с помощью риформинга природного газа. Система получения 100 углеводородного масла главным образом включает первую ректификационную колонну С4, реактор гидрокрекинга С6, устройство гидроочистки среднего дистиллята С8, устройство гидроочистки фракции нафты С10, вторую ректификационную колонну С12, и устройство повышения точки вспышки С20. С первой ректификационной колонной С4 соединена линия Ь8, по которой подается синтетическое масло ФТ. Со второй ректификационной колонной С12 соединена линия Ь32, по которой подаются крекированное масло и гидроочищенное масло, полученные в реакторе гидрокрекинга С6 и устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8. С устройством повышения точки вспышки С20 соединена линия Ь42, по которой подается заранее определенная фракция, полученная во второй ректификационной колонне С12, и линия Ь60 для излечения керосинового базового топлива, полученного из заранее определенной фракции. Следует отметить, что линия означает трубопровод для передачи текучей среды.

Сначала будет описан способ получения базового компонента жидкого топлива (углеводородного масла) согласно настоящему варианту осуществления с использованием системы получения 100. Способ согласно настоящему варианту осуществления включает стадии 81-86, как изложено ниже.

На стадии 81 синтетическое масло ФТ разделяется на фракции дистиллированного масла и кубового масла в первой ректификационной колонне С4. В настоящем варианте осуществления с помощью данного фракционирования синтетическое масло ФТ разделяется на фракцию неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят и неочищенную парафиновую фракцию. При этом фракция неочищенной нафты и неочищенный средний дистиллят являются дистиллированными маслами, которые извлекаются по отдельности из верхней и средней частей первой ректификационной колонны С4 после испарения из синтетического масла ФТ и дальнейшего конденсирования в первой ректификационной колонне С4, и неочищенная парафиновая фракция является кубовым маслом, извлекаемым из кубовой части в виде жидкости, без испарения из синтетического масла ФТ. Следует отметить, что фракция неочищенной нафты, неочищенный средний дистиллят и неочищенная парафиновая фракция являются фракциями, каждая из которых получена из синтетического масла ФТ путем фракционирования, и относятся к фракциям, которые не подвергались гидроочистке или гидрокрекингу.

На стадии 82 гидрокрекинг неочищенной парафиновой фракции, отделенной на стадии 81, осуществляется в реакторе гидрокрекинга С6.

На стадии 83 гидроочистка неочищенного среднего дистиллята, отделенного на стадии 81, осуществляется в устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8.

На стадии 84 гидроочистка фракции неочищенной нафты осуществляется в устройстве гидроочист- 2 024867 ки фракции нафты С10. Далее гидроочищенная фракция нафты разделяется на фракции в стабилизаторе нафты С14 с извлечением нафты (ОТЬ-нафты), которая является продуктом ОТЬ-процесса.

На стадии §5 смесь (гидроочищенное масло) из продукта гидрокрекинга (крекированного масла) неочищенной парафиновой фракции и продукта гидроочистки (гидроочищенного масла) неочищенного среднего дистиллята разделяется на фракции во второй ректификационной колонне С12. С помощью данного фракционирования получают заранее определенную первую фракцию по настоящему изобретению, фракцию, которая легче, чем первая фракция, и фракцию, которая тяжелее, чем первая фракция. Фракция, которая легче, чем первая фракция, разделяется вместе с фракцией нафты, полученной на стадии §4, в стабилизаторе нафты С14, для извлечения в виде нафты (ОТЬ-нафта), которая является продуктом ОТЬ-процесса. Фракция, которая тяжелее, чем первая фракция, извлекается в виде базового компонента газойля (ОТЬ-газойль), который является продуктом ОТЬ-процесса.

На стадии §6 парафины с числом атомов углерода 7 или менее удаляются из первой фракции, полученной на стадии §5, в устройстве повышения точки вспышки С20 для получения второй фракции, в которой содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее составляет 0,1-0,7 мас.%. Вторая фракция отводится по линии Ь60 для извлечения в качестве керосинового базового топлива (ОТЬкеросин), которое является продуктом ОТЬ-процесса.

Ниже стадии §1-§6 описаны по отдельности более подробно.

Стадия §1

На стадии §1 синтетическое масло ФТ, подаваемое по линии Ь8, разделяется на фракции в первой ректификационной колонне С4. Следует отметить, что синтетическое масло ФТ подается в первую ректификационную колонну С4 после нагревания в теплообменнике Н2, предусмотренном на линии Ь8. С помощью данного фракционирования синтетическое масло ФТ разделяется на фракцию неочищенной нафты преимущественно С₅-С₈ и с точкой кипения ниже 130°С, неочищенный средний дистиллят преимущественно С₉-С₂1 и с точкой кипения примерно 130-360°С, и неочищенную парафиновую фракцию преимущественно С₂₂ или выше и с точкой кипения выше чем примерно 360°С.

Фракция неочищенной нафты отводится по линии Ь20, соединенной с верхней частью первой ректификационной колонны С4. Неочищенный средний дистиллят отводится по линии Ь18, соединенной с центральной частью первой ректификационной колонны С4. Неочищенная парафиновая фракция отводится по линии Ь12, соединенной с кубовой частью первой ректификационной колонны С4.

Стадия §2

Неочищенная парафиновая фракция, переданная из первой ректификационной колонны С4 на стадии §1, а также газообразный водород, поданный по линии подачи газообразного водорода (не показана), соединенной с линией Ь12, нагреваются до температуры, необходимой для гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции, с помощью теплообменника Н4, предусмотренного на линии Ь12, и далее подаются в реактор гидрокрекинга С6 на гидрокрекинг. Следует отметить, что неочищенная парафиновая фракция (ниже в некоторых случаях называется некрекинговая парафиновая фракция), которая не была крекирована в значительной степени в реакторе гидрокрекинга С6, извлекается в виде кубового масла из второй ректификационной колонны С12 на стадии §5, повторно направляется в линию Ь12 по линии Ь38, и подается снова в реактор гидрокрекинга С6.

Конфигурация реактора гидрокрекинга С6 не имеет особых ограничений, и предпочтительно используется проточный реактор с неподвижным слоем, заполненный катализатором гидрокрекинга. Реактор может быть одиночным реактором или серией реакторов, установленных последовательно или параллельно. Кроме того, в качестве слоя катализатора в реакторе может быть предусмотрен одиночный слой катализатора или множество слоев катализатора.

В качестве катализатора гидрокрекинга, загруженного в реактор гидрокрекинга С6, используется хорошо известный катализатор гидрокрекинга, и предпочтительно используется катализатор, в котором металл, обладающий гидрогенизационной активностью и принадлежащий к группам 8-10 Периодической таблицы, наносится на неорганическую подложку катализатора, обладающую твердой кислотностью.

Примеры предпочтительной неорганической подложки катализатора, обладающей твердой кислотностью, которая составляет катализатор гидрокрекинга, включают подложки, состоящие из цеолитов, таких как ультрастабильный цеолит Υ-типа (υ§Υ), цеолит Υ-типа, морденит и β-цеолит, и одного или нескольких неорганических соединений, выбранных из аморфных смешанных оксидов металла, обладающих термостойкостью, таких как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония и оксид алюминия-оксид бора. Кроме того, в качестве подложки катализатора более предпочтительны композиции, содержащие υ§Υ цеолит и один или несколько аморфных смешанных оксидов металла, выбранных из диоксида кремния-оксида алюминия, оксида алюминия-оксида бора и диоксида кремния-диоксида циркония, и еще более предпочтительны композиции, содержащие υ§Υ цеолит и оксид алюминия-оксид бора и/или диоксид кремния-оксид алюминия.

υ§Υ цеолит является цеолитом, полученным путем ультрастабилизации цеолита Υ-типа при гидротермической обработке и/или кислотной обработке; в дополнение к мелкопористой структуре, называе- 3 024867 мой микропорами, которой цеолит Υ-типа обладает изначально, и в которой размер пор не превышает 2 нм, формируются новые поры, имеющие размер в диапазоне 2-10 нм. Средний размер частицы υδΥ цеолита не имеет особых ограничений, но предпочтительно является не крупнее 1,0 мкм, и более предпочтительно не крупнее 0,5 мкм. Более того, в υδΥ цеолите предпочтительно, чтобы молярное соотношение диоксид кремния/оксид алюминия (молярное соотношение диоксида кремния к оксиду алюминия) составляло 10-200, и более предпочтительно, чтобы молярное соотношение составляло 15-100, и еще более предпочтительно, чтобы молярное соотношение составляло 20-60.

Кроме того, предпочтительно, чтобы подложка катализатора содержала 0,1-80 мас.% кристаллического цеолита и 0,1-60 мас.% аморфного смешанного оксида металла, обладающего термостойкостью.

Подложка катализатора может быть получена следующим образом: подложку катализатора, включающую неорганическое соединение, обладающее твердой кислотностью, и связующее, формуют и прокаливают. Доля смешиваемого неорганического соединения, обладающего твердой кислотностью, предпочтительно составляет 1-70 мас.% и более предпочтительно 2-60 мас.%, исходя из полной массы подложки катализатора. Кроме того, в случае, когда подложка катализатора содержит υδΥ цеолит, доля смешиваемого υδΥ цеолита предпочтительно составляет 0,1-10 мас.% и более предпочтительно 0,5-5 мас.%, исходя из полной массы подложки катализатора. Кроме того, в случае, когда подложка катализатора содержит υδΥ цеолит и оксид алюминия-оксид бора, предпочтительно, чтобы отношение υδΥ цеолита к оксиду алюминия-оксиду бора для смешивания (υδΥ цеолит/оксид алюминия-оксид бора) составляло 0,03-1 в массовом соотношении. Кроме того, в случае, когда подложка катализатора содержит υδΥ цеолит и диоксид кремния-оксид алюминия, предпочтительно, чтобы отношение υδΥ цеолита к диоксиду кремния-оксиду алюминия для смешивания (υδΥ цеолит/диоксид кремния-оксид алюминия) составляло 0,03-1 в массовом соотношении.

Связующее не имеет особых ограничений, но оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана и оксид магния являются предпочтительными, и оксид алюминия является более предпочтительным. Количество связующего для смешивания составляет предпочтительно 20-98 мас.% и более предпочтительно 30-96 мас.% в расчете на полную массу подложки катализатора.

Температура при прокаливании подложки катализатора предпочтительно находится в диапазоне 400-550°С, более предпочтительно - в диапазоне 470-530°С и еще более предпочтительно - в диапазоне 490-530°С. С помощью прокаливания при такой температуре подложка катализатора может получить достаточную твердую кислотность и механическую прочность.

Примеры такого металла, обладающего гидрогенизационной активностью и принадлежащего к группам 8-10 Периодической таблицы, который наносится на подложку катализатора, включают, в частности, кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платину. Среди них металлы, выбранные из никеля, палладия и платины, используются предпочтительно, по отдельности или в комбинациях двух или более из вышеупомянутых металлов. Данные металлы могут наноситься на вышеупомянутую подложку катализатора стандартным способом, таким как пропитка и ионный обмен. Количество металла для нанесения не имеет особых ограничений, но предпочтительно, чтобы общее количество металла составляло 0,13,0 мас.% относительно массы подложки катализатора. Следует отметить, что Периодическая таблица элементов относится к длинной форме Периодической таблицы элементов на основе описания ГОРАС (Международного союза теоретической и прикладной химии).

В реакторе гидрокрекинга С6 часть неочищенной парафиновой фракции и некрекинговой парафиновой фракции (углеводороды приблизительно фракции С₂₁ или выше) превращается в углеводороды приблизительно С₂₁ или ниже путем гидрокрекинга, однако их часть превращается далее во фракцию нафты (приблизительно С₅-С₈), более легкую, чем целевой средний дистиллят (приблизительно С₉-С₂₁), из-за избыточного крекинга, и далее превращается в газообразные углеводороды С₄ или ниже. С другой стороны, часть неочищенной парафиновой фракции и некрекинговой парафиновой фракции не подвергается гидрокрекингу в достаточной степени и остается в виде некрекинговых парафиновых фракций приблизительно С22 или выше. Состав продукта гидрокрекинга зависит от применяемого катализатора гидрокрекинга и условий реакции гидрокрекинга. Необходимо отметить, что продукт гидрокрекинга в данном случае относится ко всем продуктам гидрокрекинга, включая некрекинговую парафиновую фракцию, если не указано иное. Если условия реакции гидрокрекинга сделаны более жесткими, чем необходимо, содержание некрекинговой парафиновой фракции в продукте гидрокрекинга понижается, что увеличивает долю легких фракций, которые легче, чем фракция нафты, тем самым снижая выход целевого среднего дистиллята. С другой стороны, если условия реакции гидрокрекинга сделаны мягче, чем необходимо, увеличивается содержание некрекинговой парафиновой фракции, снижая тем самым выход среднего дистиллята. В том случае, когда отношение М2/М1 массы М2 крекинговых продуктов с точкой кипения 25-360°С к массе М1 всех крекинговых продуктов с точкой кипения 25°С или выше определяется как глубина крекинга, условия реакции, как правило, выбирают таким образом, чтобы данная глубина крекинга М2/М1 составляла 30-90%, предпочтительно 40-85% и более предпочтительно 45-80%.

В реакторе гидрокрекинга С6, параллельно с реакцией гидрокрекинга, протекает реакция гидроизомеризации неочищенной парафиновой фракции и некрекинговой парафиновой фракции или нормальных

- 4 024867 парафинов, составляющих продукт гидрокрекинга, с образованием изопарафинов. В том случае, когда продукт гидрокрекинга используется как базовый компонент для жидкого топлива, изопарафины, образованные по реакции гидроизомеризации, являются компонентом, который вносит вклад в улучшение текучести на холоде (текучести при низкой температуре), и предпочтительно, чтобы объем выработки был высоким. Кроме того, также происходит удаление кислородсодержащих соединений, таких как олефины и спирты, которые являются побочными продуктами реакции ФТ-синтеза, входящими в состав неочищенной парафиновой фракции. А именно, олефины превращаются в парафиновые углеводороды путем гидрогенизации, и кислородсодержащие соединения превращаются в парафиновые углеводороды и воду путем гидродезоксигенирования.

Условия реакции в реакторе гидрокрекинга С6 не имеют ограничений, однако можно выбрать следующие условия реакции. А именно, примеры температуры реакции включают 180-400°С, однако 200370°С являются предпочтительными, 250-350°С являются более предпочтительными, и 280-350°С являются особенно предпочтительными. Если температура реакции выше 400°С, не только крекинг в легкую фракцию, как правило, протекает с уменьшением выхода среднего дистиллята, но также продукт обычно бывает окрашенным и может быть ограничен для использования в качестве базового компонента для жидкого топлива. С другой стороны, если температура реакции ниже 180°С, реакция гидрокрекинга не протекает в достаточной степени, приводя таким образом не только, как правило, к сокращению выхода среднего дистиллята, но также, как правило, к подавлению образования изопарафинов по реакции гидроизомеризации, и кислородсодержащие соединения, такие как спирты, как правило, не удаляются в достаточной степени и сохраняются. Примеры парциального давления водорода включают 0,5-12 МПа, и 1,05,0 МПа являются предпочтительными. Если парциальное давление водорода ниже 0,5 МПа, гидрокрекинг и гидроизомеризация, как правило, не протекают в достаточной степени, но с другой стороны, если парциальное давление водорода выше 12 МПа, для устройства требуется высокая баростойкость, и стоимость оборудования обычно увеличивается. Примеры часовой объемной скорости жидкости (ЬН§У) неочищенной парафиновой фракции и некрекинговой парафиновой фракции включают 0,1-10,0 ч^-1, и 0,33,5 ч^-1 являются предпочтительными. Если ЬН§У ниже чем 0,1 ч^-1, гидрокрекинг, как правило, протекает чрезмерно, и производительность обычно понижается, но с другой стороны, если ЬН§У выше чем 10,0 ч^-1, гидрокрекинг, гидроизомеризация и т.п., как правило, не протекают в достаточной степени. Примеры соотношения водород/масло включают 50-1000 норм.л/л, и 70-800 норм.л/л являются предпочтительными. Если соотношение водород/масло ниже чем 50 норм.л/л, гидрокрекинг, гидроизомеризация и т.п., как правило, не протекают в достаточной степени, но с другой стороны, если соотношение водород/масло выше чем 1000 норм.л/л, обычно бывает нужно крупногабаритное устройство подачи водорода и т.п.

В данном примере продукт гидрокрекинга и непрореагировавший газообразный водород, выходящие из реактора гидрокрекинга С6, охлаждаются в два этапа в газожидкостном сепараторе Ό8 и газожидкостном сепараторе Ό10 для разделения на газ и жидкость, и относительно тяжелые жидкие углеводороды, содержащие некрекинговую парафиновую фракцию, получают из газожидкостного сепаратора Ό8, тогда как газовую фракцию, содержащую в основном газообразный водород и газообразные углеводороды С₄ или ниже и относительно легкие жидкие углеводороды, получают из газожидкостного сепаратора Ό10. Благодаря такому двухэтапному охлаждению и газожидкостной сепарации можно предотвратить случаи забивания и т.п. линий, связанные с отверждением за счет резкого охлаждения некрекинговой парафиновой фракции, входящей в состав продукта гидрокрекинга. Соответственно жидкие углеводороды, полученные в газожидкостном сепараторе Ό8 и газожидкостном сепараторе Ό10, поступают вместе в линию Ь32 соответственно через линию Ь28 и линию Ь26. Газовая фракция, главным образом содержащая газообразный водород и газообразные углеводороды С₄ или ниже, отделенная в газожидкостном сепараторе Ό12, подается в устройство гидроочистки среднего дистиллята С8 и устройство гидроочистки фракции нафты С10 через линию (не показана), соединяющую газожидкостный сепаратор Ό10 с линией Ь18 и линией Ь20, так что газообразный водород используется повторно.

Стадия §3

Неочищенный средний дистиллят, который отводится из первой ректификационной колонны С4 по линии Ь18, а также газообразный водород, подаваемый по линии подачи газообразного водорода (не показана), соединенной с линией Ь18, нагреваются до температуры, необходимой для гидроочистки неочищенного среднего дистиллята, с помощью теплообменника Н6, установленного в линии Ь18, и далее подаются в устройство гидроочистки среднего дистиллята С8 для гидроочистки.

Конфигурация устройства гидроочистки среднего дистиллята С8 не имеет особых ограничений, и предпочтительно используется проточный реактор с неподвижным слоем, заполненный катализатором гидроочистки. Реактор может быть одиночным реактором или серией реакторов, установленных последовательно или параллельно. Кроме того, в качестве слоя катализатора в реакторе может быть предусмотрен одиночный слой катализатора или множество слоев катализатора.

В качестве катализатора гидроочистки, применяемого в устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8, можно использовать катализаторы, обычно применяемые для гидроочистки и/или гидроизоме- 5 024867 ризации в нефтепереработке или т.п., а именно, катализаторы, в которых металл, обладающий гидрогенизационной активностью, нанесен на неорганическую подложку катализатора.

В качестве металла, имеющего гидрогенизационную активность, который составляет катализатор гидроочистки, используется один или несколько металлов, выбранных из группы, состоящей из металлов 6, 8, 9 и 10 групп Периодической системы элементов. Конкретные примеры этих металлов включают благородные металлы, такие как платина, палладий, родий, рутений, иридий и осмий, или кобальт, никель, молибден, вольфрам и железо; предпочтительными являются платина, палладий, никель, кобальт, молибден и вольфрам, и более предпочтительными являются платина и палладий. Кроме того, большинство из этих металлов также предпочтительно применять в комбинации; примеры предпочтительных комбинаций в данном случае включают платину-палладий, кобальт-молибден, никель-молибден, никелькобальт-молибден и никель-вольфрам.

Примеры неорганической подложки катализатора, которая составляет катализатор гидроочистки, включают оксиды металлов, такие как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония и оксид бора. Данные оксиды металлов могут применяться по отдельности, или в виде смеси из двух или более металлов, или в виде смешанного оксида металла, такого как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония, оксид алюминия-диоксид циркония и оксид алюминияоксид бора. С точки зрения эффективного протекания гидроизомеризации нормальных парафинов одновременно с гидроочисткой, предпочтительно, чтобы неорганическая подложка катализатора была смешанным оксидом металла, обладающим твердой кислотностью, таким как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-диоксид циркония, оксид алюминия-диоксид циркония, и оксид алюминияоксид бора. Кроме того, небольшое количество цеолита может входить в состав неорганической подложки катализатора. Кроме того, для повышения формуемости и механической прочности подложки катализатора, в неорганическую подложку катализатора может включаться связующее. Примеры предпочтительного связующего включают оксид алюминия, диоксид кремния и оксид магния.

В том случае, когда металл является вышеописанным благородным металлом, предпочтительно, чтобы содержание металла, обладающего гидрогенизационной активностью в катализаторе гидроочистки, составляло приблизительно 0,1-3 мас.% по атому металла, в расчете на массу подложки катализатора. Кроме того, в случае, когда металл отличается от вышеописанного благородного металла, предпочтительно, чтобы содержание составляло приблизительно 2-50 мас.% оксида металла в расчете на массу подложки катализатора. В том случае, когда содержание металла, обладающего гидрогенизационной активностью, меньше значения нижнего предела, гидроочистка и гидроизомеризация, как правило, не протекают в достаточной степени. С другой стороны, в случае, когда содержание металла, обладающего гидрогенизационной активностью, превышает значение верхнего предела, дисперсия металла, обладающего гидрогенизационной активностью, как правило, понижается, приводя к уменьшению активности катализатора, и стоимость катализатора увеличивается.

В устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8 неочищенный средний дистиллят (который содержит нормальные парафины приблизительно С₉-С₂₁ в качестве основного компонента) подвергается гидроочистке. При этой гидроочистке олефины, которые являются побочным продуктом реакции ФТсинтеза, входящие в состав неочищенного среднего дистиллята, гидрируются с превращением в парафиновые углеводороды. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, превращаются в парафиновые углеводороды и воду с помощью гидродезоксигенирования. Кроме того, параллельно с гидроочисткой, реакция гидроизомеризации нормальных парафинов, которые составляют неочищенный средний дистиллят, протекает с образованием изопарафинов. В том случае, когда средний дистиллят используется как базовый компонент для жидкого топлива, изопарафины, образующиеся по реакции гидроизомеризации, являются компонентом, вносящим вклад в улучшение текучести на холоде, и предпочтительно, чтобы объем его выработки был высоким.

Условия реакции в устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8 не имеют ограничений, но можно выбрать следующие условия реакции. А именно, примеры температуры реакции включают 180400°С, однако 200-370°С являются предпочтительными, 250-350°С являются более предпочтительными, и 280-350°С являются особенно предпочтительными. Если температура реакции выше 400°С, не только крекинг в легкую фракцию, как правило, протекает с уменьшением выхода среднего дистиллята, но также продукт обычно бывает окрашенным и может быть ограничен для использования в качестве базового компонента для жидкого топлива. С другой стороны, если температура реакции ниже 180°С, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, как правило, не удаляются в достаточной степени и сохраняются, и образование изопарафинов путем реакции гидроизомеризации обычно бывает подавлено. Примеры парциального давления водорода включают 0,5-12 МПа, и 1,0-5,0 МПа являются предпочтительными. Если парциальное давление водорода ниже чем 0,5 МПа, гидроочистка и гидроизомеризация, как правило, не протекают в достаточной степени, однако с другой стороны, если парциальное давление водорода выше, чем 12 МПа, для устройства требуется высокая баростойкость, и стоимость оборудования как правило увеличивается. Примеры часовой объемной скорости жидкости (ЬН§У) неочищенного среднего дистиллята включают 0,1-10,0 ч^-1, и 0,3-3,5 ч^-1 являются предпочтительными. Если ЬН§У ниже чем

- 6 024867

0,1 ч^-1, крекинг в легкую фракцию, как правило, протекает с уменьшением выхода среднего дистиллята, и производительность обычно понижается, однако с другой стороны, если ЬН§У выше чем 10,0 ч^-1, гидроочистка и гидроизомеризация, как правило, не протекают в достаточной степени. Примеры соотношения водород/масло включают 50-1000 норм.л/л, и 70-800 норм.л/л являются предпочтительными. Если соотношение водород/масло ниже чем 50 норм.л/л, гидроочистка и гидроизомеризация, как правило, не протекают в достаточной степени, однако с другой стороны, если соотношение водород/масло выше чем 1000 норм.л/л, обычно бывает нужно крупногабаритное устройство подачи водорода и т.п.

Из выходящего потока масла реактора гидроочистки среднего дистиллята С8 газовая фракция, которая главным образом содержит непрореагировавший газообразный водород, отделяется в газожидкостном сепараторе Ό12, соединенном с линией Ь30, и далее выходящий поток масла передается по линии Ь32 для смешивания с продуктом гидрокрекинга жидкой парафиновой фракции, передаваемым по линии Ь26. Газовая фракция, в основном содержащая газообразный водород, отделенный в газожидкостном сепараторе Ό12, подается в реактор гидрокрекинга С6 для повторного использования.

Стадия §4

Фракция неочищенной нафты, отведенная из первой ректификационной колонны С4 по линии Ь20, а также газообразный водород, поданный по линии подачи газообразного водорода (не показана), соединенной с линией Ь20, нагреваются до температуры, необходимой для гидроочистки фракции неочищенной нафты, с помощью теплообменника Н8, установленного в линии Ь20, и подаются в устройство гидроочистки фракции нафты С10 для гидроочистки.

Конфигурация устройства гидроочистки фракции нафты С10 не имеет особых ограничений, и предпочтительно используется проточный реактор с неподвижным слоем, заполненный катализатором гидроочистки. Реактор может быть одиночным реактором или серией реакторов, установленных последовательно или параллельно. Кроме того, в качестве слоя катализатора в реакторе может быть предусмотрен одиночный слой катализатора или множество слоев катализатора.

Катализатор гидроочистки, применяемый в устройстве гидроочистки фракции нафты С10, не имеет особых ограничений, однако может быть катализатором гидроочистки аналогичным катализатору, применяемому для гидроочистки неочищенного среднего дистиллята.

В устройстве гидроочистки фракции нафты С10, ненасыщенные углеводороды, входящие в состав фракции неочищенной нафты (которая содержит нормальные парафины преимущественно С₅-С₈ в качестве основного компонента), превращаются в парафиновые углеводороды путем гидрогенизации. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, входящие в состав фракции неочищенной нафты, превращаются в парафиновые углеводороды и воду путем гидродезоксигенирования. Следует отметить, что поскольку фракция нафты содержит мало атомов углерода, реакция ее гидроизомеризации не протекает в значительной степени.

Условия реакции в устройстве гидроочистки фракции нафты С10 не имеют ограничений, однако можно выбрать условия реакции, аналогичные условиям реакции в вышеупомянутом устройстве гидроочистки среднего дистиллята С8.

Выходящий поток масла из устройства гидроочистки фракции нафты С10 подается в газожидкостный сепаратор Ό14 по линии Ь34, и разделяется в газожидкостном сепараторе Ό14 на газовую фракцию, содержащую газообразный водород в качестве основного компонента, и жидкие углеводороды. Отделенная газовая фракция подается в реактор гидрокрекинга С6, и газообразный водород, входящий в ее состав, используется повторно. С другой стороны, отделенные жидкие углеводороды передаются в стабилизатор нафты С14 по линии Ь36. Кроме того, часть жидких углеводородов направляется обратно через линию Ь48 в линию Ь20, которая находится выше по потоку от устройства гидроочистки фракции нафты С10. Поскольку теплотворная способность при гидроочистке фракции неочищенной нафты (гидрогенизации олефинов и гидродезоксигенировании спиртов и т.п.) большая, часть жидких углеводородов направляют обратно в устройство гидроочистки фракции нафты С10 для разбавления фракции неочищенной нафты, тем самым подавляя повышение температуры в устройстве гидроочистки фракции нафты С10.

В стабилизаторе нафты С14 жидкие углеводороды, поданные из устройства гидроочистки фракции нафты С10 и второй ректификационной колонны С12, разделяются на фракции для получения очищенной нафты с числом атомов углерода С₅-С₈ в качестве продукта. Эта очищенная нафта подается в резервуар нафты Т6 по линии Ь46 из донной части стабилизатора нафты С14 для накопления. С другой стороны, по линии Ь50, соединенной с верхней частью стабилизатора нафты С14, отводится углеводородный газ, содержащий углеводороды с заранее определенным или меньшим числом атомов углерода (С₄ или ниже). Этот углеводородный газ не является целевым продуктом, и поэтому вводится во внешние установки сгорания (не показаны) и выпускается в атмосферу после сгорания.

Стадия §5

Смешанное масло (гидроочищенное масло), содержащее жидкие углеводороды (крекированное масло), полученные из выходящего потока масла из реактора гидрокрекинга С6, и жидкие углеводороды (гидроочищенное масло), полученные из выходящего потока масла из устройства гидроочистки среднего дистиллята С8, нагревается теплообменником Н10, предусмотренным в линии Ь32, подается во вторую

- 7 024867 ректификационную колонну С12 и разделяется на углеводороды фракции приблизительно С₈ или ниже, первую фракцию для получения керосинового базового топлива, газойлевую фракцию и некрекинговую парафиновую фракцию. В настоящем варианте осуществления начальная точка кипения первой фракции принята в диапазоне 95-140°С и конечная точка кипения принята в диапазоне 240-280°С для осуществления фракционирования таким образом, чтобы как можно больше парафинов с числом атомов углерода 9 вошло в состав первой фракции.

Углеводороды фракции приблизительно С₈ или ниже имеют точку кипения менее чем примерно 130°С и извлекаются из верхней части второй ректификационной колонны С12 по линии Ь44. Это позволяет получить композицию нафты, имеющую содержание парафинов 99 мас.% или более, при этом содержание парафинов с числом атомов углерода 9 или более составляет 5 мас.% или менее, и массовое соотношение (ίΡ/пР) содержания изопарафинов (ίΡ) к содержанию нормальных парафинов (пР) находится в диапазоне от 0,1 до 0,6. Такую композицию нафты можно использовать в качестве сырья крекингустановки нафты (паровой крекинг-установки).

В настоящем варианте осуществления углеводороды фракции приблизительно С₈ или ниже, извлеченные из верхней части второй ректификационной колонны С12, подаются в стабилизатор нафты по линиям Ь44 и Ь36 для разделения на фракции вместе с жидкими углеводородами, поданными из устройства гидроочистки фракции нафты С10, но они могут отводиться из линии Ь44 для получения композиции нафты.

Первая фракция имеет начальную точку кипения от 95 до 140°С и конечную точку кипения от 240 до 280°С, но с точки зрения повышения содержания низкокипящего компонента в целевом керосиновом базовом топливе, фракция с точками кипения 95-275°С является предпочтительной, и фракция с точками кипения 95-270°С является более предпочтительной. Кроме того, дистилляционная характеристика первой фракции предпочтительно такова, что температура 5% дистилляции (Т5) составляет 138-139°С.

Кроме того, предпочтительно, чтобы содержание С₉ в первой фракции составляло 5 мас.% или более, но с учетом повышения содержания С₉ в целевом керосиновом базовом топливе, содержание С₉предпочтительно составляет 10 мас.% или более и более предпочтительно - 15 мас.% или более.

Первая фракция отводится из центральной части второй ректификационной колонны С12 по линии Ь42 и передается в устройство повышения точки вспышки С20 на следующей стадии.

Газойлевая фракция имеет точку кипения примерно 250-360°С и извлекается из нижней части второй ректификационной колонны С12 по линии Ь40 для накопления в резервуаре Т2. Некрекинговая парафиновая фракция имеет точку кипения выше примерно 360°С и извлекается из куба второй ректификационной колонны С12 для рециклирования по линии Ь38 в линию Ь12, которая находится выше по потоку от реактора гидрокрекинга С6.

Стадия 86

Из первой фракции, полученной во второй ректификационной колонне С12, парафины с числом атомов углерода 7 или менее удаляются с помощью устройства повышения точки вспышки С20 для получения второй фракции. Удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее осуществляется, чтобы содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее во второй фракции составляло 0,10,7% масс. Вторая фракция передается по линии Ь60 в резервуар Т4 для накопления. Данная вторая фракция может непосредственно использоваться как керосиновое базовое топливо (ОТЬ-керосин), которое является продуктом ОТЬ-процесса.

Примеры устройства повышения точки вспышки включают испарительный барабан, эжектор, стабилизатор и т.п.

В настоящем варианте осуществления предпочтительно, чтобы удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее из первой фракции осуществлялось таким образом, чтобы содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее во второй фракции составляло предпочтительно 0,1-0,7 мас.% и более предпочтительно 0,1-0,5 мас.%.

Кроме того, предпочтительно, чтобы удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее из первой фракции выполнялось таким образом, чтобы массовое соотношение [С₉/С₇ ^-] составляло предпочтительно 5 или более, более предпочтительно 10 или более, еще более предпочтительно 20 или более, и особенно предпочтительно 30 или более, где С₉ представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 9 во второй фракции и С₇ ^- представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 7 или менее. То есть предпочтительным является такое условие, при котором парафины с числом атомов углерода 7 или менее могут быть удалены, тогда как парафины с числом атомов углерода 9 остаются. При этом, что касается парафинов с числом атомов углерода 8, предпочтительным является содержание 0,1-1,5 мас.%.

Точка вспышки второй фракции составляет предпочтительно 40-50°С, более предпочтительно 4047°С, и еще более предпочтительно 40-45°С. Следует отметить, что точка вспышки регламентирована в японском промышленном стандарте Л8 К2265 как температура, при которой образец пара мгновенно сгорает со вспышкой света, когда источник зажигания приближают к образцу пара при регулируемых условиях и минимальной температуре образца, при которой пламя распространяется над уровнем жидко- 8 024867 сти, приведенной к нормальному атмосферному давлению 101,3 кПа, и ее можно измерить с помощью прибора Тага с закрытым тиглем для определения температуры вспышки или т.п.

В соответствии со способом настоящего варианта осуществления можно предпочтительно получить керосиновое базовое топливо, представленное ниже. В настоящем варианте осуществления предпочтительно, чтобы при начальной точке кипения и конечной точке кипения первой фракции на стадии §5, удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее на стадии §6 осуществлялось таким образом, чтобы было получено следующее керосиновое базовое топливо.

С учетом повышения выхода керосинового базового топлива при одновременном обеспечении точки вспышки 40°С или более, предпочтительно, чтобы керосиновое базовое топливо настоящего варианта осуществления содержало 85-99,5 мас.% парафинов с числом атомов углерода от 9 до 14, содержало 0,10,7 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее и имело массовое соотношение [С₉/С₇ ^-] 20 или более, где С₉ представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 9, и С₇ ^- представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 7 или менее.

Более предпочтительно, чтобы керосиновое базовое топливо имело массовое соотношение [С₉/С₇ ^-] 30 или более.

Кроме того, с учетом повышения выхода керосинового базового топлива, керосиновое базовое топливо имеет содержание парафинов с числом атомов углерода 9 предпочтительно 2,5-30 мас.%, более предпочтительно 5-30 мас.%, еще более предпочтительно 10-30 мас.% и особенно предпочтительно 1530 мас.%.

Керосиновое базовое топливо является предпочтительно таким, что массовое соотношение ίΡ/ηΡ содержания изопарафинов (ίΡ) к содержанию нормальных парафинов (ηΡ) составляет 0,5-1,5.

Керосиновое базовое топливо имеет точку вспышки предпочтительно 40-50°С, более предпочтительно 40-47°С и еще более предпочтительно 40-45°С.

Керосиновое базовое топливо, полученное по настоящему изобретению, предпочтительно используется для производства керосина и реактивного топлива в соответствии с Л§ № 1.

Примеры

Ниже настоящее изобретение будет описано более подробно на примерах, однако настоящее изобретение не ограничивается следующими примерами.

Пример 1

Гидроочищенное масло (с начальной точкой кипения 137°С, конечной точкой кипения 358°С и ίΡ/ηΡ=0,8), соответствующее среднему дистилляту, образованному из синтетического масла ФТ, дистиллировали для получения первой фракции с начальной точкой кипения 138°С и конечной точкой кипения 252°С. Точка вспышки этой первой фракции составляла 35,5°С. При этом точку вспышки измеряли в соответствии с Л§ К2265.

Часть содержания парафинов удаляли из первой фракции с помощью использования испарительного барабана при температуре отведения 127°С для получения второй фракции, имеющей содержание 9,2 мас.% парафинов с числом атомов углерода 9 и содержание 0,1 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее. Точка вспышки этой второй фракции составляла 45,5°С. Кроме того, выход второй фракции в гидроочищенное масло, соответствующее среднему дистилляту, составлял 52 мас.%.

Пример 2

Гидроочищенное масло (с начальной точкой кипения 133°С, конечной точкой кипения 355°С и ίΡ/ηΡ=1,0), образованное из синтетического масла ФТ, дистиллировали для получения первой фракции с начальной точкой кипения 130°С и конечной точкой кипения 248°С. Точка вспышки этой первой фракции составляла 33,5°С.

Часть содержания парафинов удаляли из первой фракции с помощью испарительного барабана при температуре отведения 122°С для получения второй фракции, имеющей содержание 18,7 мас.% парафинов с числом атомов углерода 9 и содержание 0,2 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее. Точка вспышки этой второй фракции составляла 43,0°С. Кроме того, выход второй фракции в гидроочищенное масло, соответствующее среднему дистилляту, составлял 55 мас.%.

Сравнительный пример 1

Гидроочищенное масло (с начальной точкой кипения 147°С, конечной точкой кипения 358°С и ίΡ/ηΡ=0,9), образованное из синтетического масла ФТ, дистиллировали для получения керосиновой фракции с начальной точкой кипения 145°С и конечной точкой кипения 248°С. Точка вспышки этой керосиновой фракции составляла 41,0°С. Кроме того, выход второй фракции в гидроочищенное масло, соответствующее среднему дистилляту, составлял 50 мас.%. При этом в керосиновой фракции содержание парафинов с числом атомов углерода 9 составляло 4,8 мас.% и содержание парафинов с числом атомов углерода 7 или менее составляло 0,3 мас.%.

Сравнительный пример 2

Гидроочищенное масло (с начальной точкой кипения 131°С, конечной точкой кипения 358°С и ίΡ/ηΡ=1,3), образованное из синтетического масла ФТ, дистиллировали для получения фракции с началь- 9 024867 ной точкой кипения 128°С и конечной точкой кипения 255°С. Точка вспышки данной фракции составляла 38,0°С.

Измерение точки вспышки базового компонента ОТЬ-керосина

Гидроочищенное масло (с начальной точкой кипения 140°С, конечной точкой кипения 361°С и ίΡ/ηΡ=1,4), образованное из синтетического масла ФТ, дистиллировали для получения базового компонента ОТЬ-керосина с начальной точкой кипения 138°С и конечной точкой кипения 261 °С (с содержанием парафинов с числом атомов углерода 9-4,4 мас.%, содержанием парафинов с числом атомов углерода 7 или менее - 0,37 мас.% и ίΡ/ηΡ=0,91), и определяли изменение точки вспышки при добавлении в него парафинов с числом атомов углерода 9 (в добавочных содержаниях 0, 5, 10 и 15 мас.%). На фиг. 2(а) проиллюстрировано соотношение между содержанием парафинов с числом атомов углерода 9 в керосиновом базовом топливе и точкой вспышки керосинового базового топлива. Соответствующие точки вспышки при добавочных содержаниях 0, 5, 10 и 15 мас.% были 46,0°С, 45,5°С, 44, 0°С и 43,0°С.

Из первой фракции с начальной точкой кипения 133°С и конечной точкой кипения 250°С, полученной путем перегонки гидроочищенного масла (с начальной точкой кипения 131°С, конечной точкой кипения 358°С и ίΡ/ηΡ=1,3), образованного из синтетического масла ФТ, осуществляли удаление части содержания парафинов с помощью эжектора, с получением нескольких типов второй фракции, имеющих различные содержания парафинов с числом атомов углерода 7 или менее. Следует отметить, что вторые фракции, имеющие различные содержания парафинов с числом атомов углерода 7 или менее, получали в данном случае путем изменения условий давления в эжекторе.

Соответствующие точки вспышек вторых фракций, полученных как описано выше, измеряли для установления соотношения между содержанием парафинов с числом атомов углерода 7 или менее во второй фракции и точкой вспышки. На фиг. 2(Ь) проиллюстрировано соотношение между содержанием парафинов с числом атомов углерода 7 или менее в керосиновом базовом топливе (второй фракции) и точкой вспышки керосинового базового топлива (второй фракции).

Промышленная применимость

В соответствии с настоящим изобретением можно предложить: способ получения керосинового базового топлива, позволяющий производить большее количество керосинового базового топлива из гидроочищенного масла, образованного из синтетического масла ФТ; и керосиновое базовое топливо.

Перечень ссылочных позиций

С4 - первая ректификационная колонна, С6 - реактор гидрокрекинга, С8 - устройство гидроочистки среднего дистиллята, С10 - устройство гидроочистки фракции нафты, С12 - вторая ректификационная колонна, С20 - устройство повышения точки вспышки, 100 - система получения углеводородного масла.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ получения керосинового базового топлива, включающий удаление парафинов с числом атомов углерода 7 или менее из первой фракции, имеющей начальную точку кипения от 95 до 140°С и конечную точку кипения от 240 до 280°С, полученной из гидроочищенного масла на основе синтетического масла Фишера-Тропша, для получения второй фракции, содержащей от 0,1 до 0,7 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее.
2. Способ получения керосинового базового топлива по п.1, в котором точка вспышки второй фракции составляет 40-50°С.
3. Керосиновое базовое топливо, полученное способом по п.1 или 2, содержащее 85-99,5 мас.% парафинов с числом атомов углерода от 9 до 14, 2,5-30 мас.% парафинов с числом атомов углерода 9 и 0,10,7 мас.% парафинов с числом атомов углерода 7 или менее, в котором массовое соотношение [Сд/С₇ ^-] составляет 20 или более, где С₉ представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 9 и С₇ ^- представляет содержание, в мас.%, парафинов с числом атомов углерода 7 или менее.