JP2006520820A - 有機化合物を処理するための方法及び処理済有機化合物 - Google Patents
有機化合物を処理するための方法及び処理済有機化合物 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2006520820A JP2006520820A JP2006509049A JP2006509049A JP2006520820A JP 2006520820 A JP2006520820 A JP 2006520820A JP 2006509049 A JP2006509049 A JP 2006509049A JP 2006509049 A JP2006509049 A JP 2006509049A JP 2006520820 A JP2006520820 A JP 2006520820A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- stream
- hydrocarbon
- hydrotreating
- catalyst
- product stream
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/74—Iron group metals
- B01J23/755—Nickel
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/74—Iron group metals
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
- C10G49/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing nickel, cobalt, chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
- C10G49/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
-
- 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
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment 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
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Abstract
実施例は、炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部の超低過酷度水素化処理を有する、有機分子(例えば、ディーゼル燃料及びディーゼル燃料混合剤)を有するストリームを生成するためのプロセスを有する。また、このプロセスによって生成される有機分子(例えば、ディーゼル燃料及びディーゼル燃料混合剤)を含むストリームが記載される。
Description
本発明は、中間留分を生成するための炭化水素ストリームの超低過酷度水素化処理(ultra-low severity hydrotreatment)を有する、方法及びプロセスに関する。詳細には、本発明は、合成ガス由来の炭化水素ストリームの超低過酷度水素化処理を有するプロセスに関する。
天然ガスは、天然に存在する豊富なエネルギー源である。天然ガスが得られる井戸はしばしば、その消費の需要がある場所から離れている。これらの遠い井戸から天然ガスを輸送するのに伴う費用は一般に、極めて高く、経済的ではないかもしれない。
天然ガスとは反対に、標準的な大気条件下で液体である燃料には、より経済的な輸送が可能であるという利点がある。したがって、天然ガスをそれよりも容易に輸送可能な液体燃料に変換するための技術を開発することには関心がもたれている。
天然ガスを液体燃料に変換するための方法の1つは、2つの連続した化学的変換を有する。第1の変換では天然ガス(主にメタンを含む)を反応させてCOとH2の混合物(「合成ガス(synthesis gas)」または「合成ガス(syngas)」)を形成する。この合成ガス生成は通常、乾燥改質、蒸気改質または部分的酸化によって生じるが、その各々の例は、メタンについて以下に示される:
合成ガス生成プロセスの例はGaffneyの米国特許第6,402,989号明細書及びGunardson,Harold,「Industrial Gases in Petrochemical Processing」41〜80(1998)に開示されており、両方とも本明細書に文献援用される。
合成ガス生成プロセスの例はGaffneyの米国特許第6,402,989号明細書及びGunardson,Harold,「Industrial Gases in Petrochemical Processing」41〜80(1998)に開示されており、両方とも本明細書に文献援用される。
第2の変換である炭化水素合成(単なる例であるが、フィッシャー・トロプシュプロセス)では、一酸化炭素は水素と反応して有機分子を形成する。フィッシャー・トロプシュプロセスの例はChaoらの米国特許第6,333,294号明細書に開示されており、本明細書に文献援用される。天然ガスの変換によって生じる生成物ストリームは一般に、軽質ガス、ガス、軽質ナフサ、ナフサ、灯油、ディーゼル、重質ディーゼル、重油、ワックス及び重質ワックスを含む所定の範囲の炭化水素を有する。これらの区分は近似的なものであり、各々の範囲にある程度の成分の重複がある。この生成物ストリームはまたしばしば、多くの副産物、例えば、オレフィン(すなわち、少なくとも1つの炭素間二重結合を含む炭化水素)及びヘテロ原子化合物(例えば、アルデヒド、アルコール)を含む。
通常は、炭化水素合成生成物ストリームの中で最も価値が高い留分は、中間留分である。中間留分すなわち「中間区分(middle cuts)」は、一般に灯油、ディーゼル、暖房油、重質ディーゼル及び重油を含む。したがって、中間留分の生成を最大化することが所望される。中間留分の生成を増大するための方法の1つは、重質ワックス状生成物を中間留分範囲の分子に分解することである。例えば、合成原油をプロセスしてディーゼル燃料を生成する方法は、比較的軽質の留分からディーゼル及びワックス留分を分離するための蒸留、ワックス留分の分解、及びそのディーゼル留分を分離するためのこの分解済生成物のさらなる蒸留を有する。次に、ディーゼル留分はしばしば他の化合物と混合されて、商用ディーゼル生成物が生成される。どの生成物が望ましいかを意図される生成物用途に基づいて決定することは、当業者の技術の範囲内である。同様に、炭化水素ストリーム成分の分離は当業界で周知であり、所望の分離に影響を与える条件を決定することは当業者の能力の範囲内である。蒸留カラムの場合は、カラムの高さ及び内部デザイン、蒸留温度、供給位置、ならびに生成物の回収/側方回収位置のような種々のパラメーターを決定することは当業者の能力の範囲内である。
炭化水素合成生成物ストリーム由来(例えば、フィッシャー・トロプシュ合成由来)の生成物の調製における別の伝統的な工程は水素化処理である。伝統的に、水素化処理は、少なくとも350°F、そして通常は約380°F〜約450°Fの温度で、ニッケル触媒上で行う。これらの条件下では、伝統的な水素化処理によって、化学的な不安定性を生じることで有名なオレフィンが取り除かれる。この不安定性は、燃料系統及びエンジンに固体付着物を形成する可能性がある粘性物質の形成時にしばしば現れる。この不安定性は典型的には、酸素安定性ASTM D2274試験によって測定される。伝統的な水素化処理ではまた、イオウ含有化合物、酸素化合物及びアミンのようなヘテロ原子化合物が取り除かれる。
フィッシャー・トロプシュ生成物ストリームをプロセスする方法の具体的な実施例は種々の特許:米国特許第6,296,757号、第5,766,274号、第5,378,348号明細書、及び国際公開第00/20535号、第01/59034号パンフレットに開示されている。いくつかの方法は、350°Fを超え、さらに代表的には400°F〜450°Fでニッケル触媒を用いる水素化処理工程の使用を記載しているが、他の方法はフィッシャー・トロプシュ生成物ストリームの所定の区分を水素化処理せず、最終生成物にある程度の酸素化合物を保持する。実際、米国特許第5,645,613号明細書に開示されるように、酸素化合物はフィッシャー・トロプシュ生成物において有利であることが示されている。
炭化水素合成生成物の少なくとも一部を水素化処理してオレフィン(これは生成物(例えば、ディーゼル)を不安定にする)を取り除くことが所望されるが、開示された水素化処理スキームは、ヘテロ原子化合物(例えば、酸素化合物)を変換するという付加的な効果も有する。好ましいことには、酸素化合物(特にアルコール)は、存在する場合には、この生成物の潤滑性を向上させる。他に報告されているのは、ディーゼル留分に水素化処理を回避させることによって炭化水素合成生成物ストリームのディーゼル留分に酸素化合物を維持する方法である。
米国特許第6,402,989号明細書
米国特許第6,333,294号明細書
米国特許第6,296,757号明細書
米国特許第5,766,274号明細書
米国特許第5,378,348号明細書
国際公開第00/20535号パンフレット
国際公開第01/59034号パンフレット
米国特許第5,645,613号明細書
米国特許第6,759,438号明細書
米国特許第6,768,035号明細書
米国特許第6,656,343号明細書
Gunardson,Harold,「Industrial Gases in Petrochemical Processing」41〜80(1998)
驚くべきことに、超低過酷度水素化処理は、例えば、水素化処理装置アウトレットの水素分圧が350psiaにおいて、250°F及び液体時間空間速度が約3hr−1において、従来のニッケル触媒を用いることによって部分的な変換のみ(すなわち、オレフィンの実質的に全てを変換する一方で、その親分子に結合するヘテロ原子化合物(例えば、酸素化合物)に含まれるヘテロ原子の実質的な量を残したままにすること)を引き起こすということ、並びにこの部分的な変換がディーゼル燃料の潤滑性を高めることが見出されている。
本発明によれば、蒸留物を生成するための方法及びプロセスが本明細書に開示されている。本明細書に開示されるいくつかの実施例は、炭化水素合成生成物ストリームの超低過酷度水素化処理を行って酸素化合物の少なくともある程度を残したまま望ましくない副産物及び不純物のかなりの量を取り除くための水素化処理装置と、水素化処理流出液を分離するための分留ユニットとを有する。本明細書に開示されるさらなるプロセスの実施例は、炭化水素合成生成物ストリームの超低過酷度水素化処理、炭化水素合成生成物ストリームの重質留分の水素化分解、及び中間留分を生成するための分留を有する。
さらに詳細に説明するため、ここで添付の図面を参照する。
図1の反応器スキームでは、炭化水素合成反応器(hydocarbon synthesis reactor)101と、超低過酷度水素化処理装置(ultra-low severity hydrotreater)111と、分留ユニット(fractuation unit)120と、水素化分解装置(hydrocracker)131が示される。好ましくは約2:1のH2:COモル比でCO及びH2を有する供給ストリーム140は、炭化水素合成反応器101に供給される。反応器101は、反応領域100中に炭化水素合成触媒を有する。供給ストリーム140は、反応領域100中で反応して、生成物ストリーム180を生成する。生成物ストリーム180は、主に3炭素原子以上(C3+)を有する炭化水素、好ましくは5炭素原子以上(C5+)を有する炭化水素を有する。生成物ストリーム180は、ストリーム180が水素化処理される超低過酷度水素化処理装置111の水素化処理触媒110に導入される。この超低過酷度水素化処理は、実質的な量の酸素化合物を未変換にしたままで、生成物ストリーム180に存在するオレフィン化合物を飽和させる。有利なことに、特に炭化水素合成反応器101が自由流動の又は浮遊した触媒粒子を有する場合には、超低過酷度水素化処理装置はまた、生成物ストリーム180に存在し得る固体物質を取り除くかまたは減少することができる。水素化処理装置生成物ストリーム190は、水素化処理装置111を出て、水素化処理装置131から再循環される分解済炭化水素ストリーム210と複合されてストリーム200を形成する。次に、複合ストリーム200は精留塔120に導入されて、ここで軽質区分230、中間区分240及び250、ならびに重質区分220に分離される。中間区分240及び250は好ましくはそれぞれディーゼル区分及びナフサ区分である。唯一の中間留分区分または3つ以上の中間留分区分は、所望の生成物組成に基づく当業者による決定に応じて所望されることが可能である。重質区分220は水素化分解装置131に送られて、水素化分解装置131においてそれは水素化分解触媒領域130で分解されて、重質区分220よりも軽質の炭化水素を平均的に有する分解済炭化水素ストリーム210に送られる。好ましくは、ただし必須ではないが、分解済炭化水素ストリーム210は、主に中間留分を有し、最も好ましくは、最も所望の中間留分又は中間留分混合物を有する。分解済炭化水素ストリーム210は、分離のために精留塔120に再循環される。好ましい実施例では、ストリーム220(これは主にC20+炭化水素を有する)が消滅するまで再循環される。
ここで図2を参照すれば、図1と同様の反応器スキームが示されている。ただし、水素化分解装置131から出るストリーム210が精留塔120に再循環される代わりに第2の精留塔260に送られる点が異なる。
ここで図3を参照すれば、図1及び図2の反応器スキームと同様の反応器スキームが示されている。ただし、分解済炭化水素ストリーム210がストリーム270及び280に分けられる点が異なる。ストリーム280は精留塔120に再循環され、ストリーム270は第2の精留塔260に送られる。ストリーム280は、水素化処理装置111からのストリーム190と複合されてストリーム200を形成し、これが次に精留塔120に送られる。
ここで図4を参照すれば、炭化水素合成反応領域100を有する炭化水素合成反応器101と、精留塔120と、超低過酷度水素化処理装置300及び310(オプションとして、個々のストリーム240及び250を交互に水素化処理する1つの超低過酷度水素化処理装置320であってもよい)と、水素化分解反応領域130を有する水素化分解装置131と、第2の精留塔260とを備える本発明の実施例が示される。CO及びH2を有する供給ストリーム140は、炭化水素合成反応器101に入り、ここで反応領域100中で反応して生成物ストリーム190を形成する。生成物ストリーム190は、水素化分解装置131からの再循環ストリーム280と複合されて複合ストリーム200を形成し、精留塔120に供給されてストリーム230、240、250及び220に分離される。ストリーム240及び250は各々が、超低過酷度水素化処理装置310及び300のそれぞれに供給されて、それらは水素化処理されてそれぞれ生成物ストリーム340及び330として超低過酷度水素化処理装置310及び300から出る。あるいは、個々のストリーム240及び250は、単一の超低過酷度水素化処理装置320に交互に供給される。この交互供給構成のもとでは、ストリーム250は、単一の超低過酷度水素化処理装置320で水素化処理されて生成物ストリーム330になる。次に、ストリーム240は、単一の超低過酷度水素化処理装置320において水素化処理されて生成物ストリーム340になる。重質区分220は、精留塔120から出て水素化分解装置131に向かい、ここで水素化分解領域130において水素化分解される。水素化分解済ストリーム210は水素化分解装置131から出て、ここでストリーム270及び280に分離される。ストリーム280は再循環して精留塔120に戻り、ストリーム270は第2の精留塔260に送られる。
ここで図5を参照すれば、水素化処理装置が精留塔の下流にある図4と同様の構造が示される。図5では、下流の水素化処理装置350の1つは伝統的なすなわち「深度な(deep)」水素化処理装置である一方で、第2の水素化処理装置310は超低過酷度水素化処理装置である。
ここで図6を参照すれば、炭化水素合成反応領域100を有する炭化水素合成反応器101と、精留塔120と、2つの超低過酷度水素化処理装置310及び360と、水素化分解装置370と、必要に応じて第2の精留塔380とを備える構成が示される。CO及びH2を有する供給ストリーム140は、炭化水素合成反応器101に入り、ここで反応領域100中で反応して生成物ストリーム190を形成する。生成物ストリーム190は、再循環ストリーム390と複合され、その後に精留塔120に供給されて、ストリーム230、240、250及び220に分離される。次に、ストリーム220及び240はそれぞれ、超低過酷度水素化処理装置310及び360において水素化処理される。次に、超低過酷度水素化処理装置360において水素化処理されたストリームは水素化分解装置370に送られて、ここでストリーム400に分解される。ストリーム400は全部が、ストリーム190と複合されて精留塔120に再循環されるか若しくはその全体が第2の精留塔380に送られるかしてもよいし、又はストリーム390及び410に分離されてもよい。ストリーム400がオプションとして分離される場合、少なくとも一部(すなわち、ストリーム390)が精留塔120に再循環され、別の部分(すなわち、ストリーム410)が第2の精留塔380に送られる。図4〜図6の別の実施例では、ストリーム220(これは主にC20+炭化水素を有する)は、消失するまで再循環される。
ここで図7を参照すれば、炭化水素合成反応領域100を有する炭化水素合成反応器101と、精留塔120と、超低過酷度水素化処理装置310と、水素化分解装置370とを備える構成が示される。CO及びH2を有する供給ストリーム140は炭化水素合成反応器101に入り、ここで反応領域100中で反応して、2つの生成物ストリーム175及び185を形成する。図7には生成物ストリーム175及び185が炭化水素合成反応器101を出る2つの分離したストリームで代表されていることが示されているが、1つのアウトレットストリームが、例えば固定床反応器の実施例における炭化水素合成反応器101から出ていて、次にこの単一のアウトレットストリームがその場所以外で(例えば遊離工程によって)2つの分離した生成物ストリーム175及び185に分割されることも想到可能である。生成物ストリーム175は、生成物ストリーム185よりも軽質の炭化水素を有するのが好ましい。生成物ストリーム175は超低過酷度水素化処理装置310において水素化処理されて、水素化処理済ストリーム195を生成する。生成物ストリーム185は、精留塔120からの重質区分ストリーム220と複合されて、その後に水素化分解装置370に供給され、ここでその複合ストリームが分解されて水素化分解済ストリーム205になる。水素化処理済ストリーム195及び水素化分解済ストリーム205は複合されて、ストリーム200を形成する。次に、ストリーム200は精留塔120に導入されて、ここで軽質区分230、中間区分240及び重質区分220に分離される。なお、ストリーム195及び205の複合は、ストリーム195及び205の両者がいずれも精留塔310に供給される限り、必須というわけではない。1つの実施例では、ストリーム220(これは主にC20+炭化水素を有する)は、消失するまで再循環される。
炭化水素合成反応器101はフィッシャー・トロプシュ合成を有し、主に1〜100以上の炭素を有する炭化水素を、合成のガスまたは合成ガスとも呼ばれる一酸化炭素(CO)及び水素(H2)の混合物から生成するのが好ましい。炭化水素への変換のための原料物質として適切なH2/CO混合物は、以下のプロセスの1つ以上によって得ることができる。すなわち、バイオマスの変換、部分的酸化による(メタン又は天然ガスのような)軽質炭化水素の気化変換による石炭の変換、改質またはそれらの組み合わせである。所定のフィッシャー・トロプシュ触媒は、所定の水及び一酸化炭素を、炭化水素合成プロセスに用いる水素及び二酸化炭素に変換するのに十分な水気体シフト活性を有するが、好ましくは、水素は遊離の水素によって与えられる。供給中における水素対一酸化炭素のモル比は、0.5:1より大きい(例えば、約0.67〜約2.5)ことが好ましい。好ましくは、炭化水素合成触媒が、コバルト、ニッケル及び/又はルテニウムを有する場合、供給ガスストリームは、約1.6:1〜約2.3:1というモル比の水素及び一酸化炭素を有するのが好ましい。炭化水素合成触媒が鉄を有する場合、供給ガスストリームは、約1.4:1〜約2.3:1というモル比の水素及び一酸化炭素を有するのが好ましい。供給ガスはまた、二酸化炭素を有してもよい。供給ガスストリームは、毒のような、触媒に有害な影響を有する化合物又は元素は低濃度でのみ有する必要がある。例えば、供給ガスは、硫化水素、シアン化水素、アンモニア及び硫化カルボニルのような、低濃度の硫黄又は窒素化合物を含むことが確実となるように事前処理することが必要である。供給ガスは、図1〜図7に示されるように反応領域100において触媒と接触される。例えば、特に、固定床、流動床、スラリー気泡塔又は沸騰床反応器(ebullating bed reactor)を有する従来設計の機械的配置が反応領域として使用される。したがって、触媒粒子の好ましいサイズ及び物理的形態は、それらが用いられる反応器に依存して変化する。炭化水素合成プロセスは典型的には連続モードで行なわれる。このモードでは、反応領域を通るガス時間空間速度は典型的には、約50hr−1〜約10,000hr−1、好ましくは約300hr−1〜約2,000hr−1の範囲である。このガス時間空間速度は、反応領域容積当りの時間当りの反応物質の容積として定義される。反応ガスの容積は、標準状態の圧力(101kPa)及び温度(32°Fすなわち0°C)における容積である。反応領域容積は、反応物質、生成物及び/又は不活性物質を有する気相;液体/ワックス状の生成物及び/又は他の液体を有する液相;並びに触媒を有する固相によって占められ、反応が生じる反応容器容積の一部として定義される。反応領域の温度は典型的には、約320°F〜約570°F(約160℃〜約300℃)の範囲である。反応領域は、約375°F〜約500°F(約190℃〜約260℃)の温度における変換促進条件で操作されるのが好ましい。反応領域圧力は典型的には、約80psia(552kPa)〜約1000psia(6895kPa)、より好ましくは80psia(552kPa)〜約600psia(4137kPa)、よりさらに好ましくは、約140psia(965kPa)〜約500psia(3447kPa)の範囲である。
本発明の実施例によれば、ヘテロ原子化合物を有する、パラフィンが支配的なストリームを生成するためのプロセスが本明細書に含まれ、前記プロセスは以下の工程を有する。すなわち、合成ガスを有する供給ストリームを炭化水素合成反応器へ供給する工程;合成ガスを有する供給ストリームの少なくとも一部を炭化水素合成触媒上で反応させて炭化水素合成生成物ストリームを生成する工程;及び炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を水素化処理して水素化処理済ストリームを生成する工程;を有するプロセスであって、水素化処理済ストリームは非実質的な量のみのオレフィンを有し;ヘテロ原子の実質的な量は水素化処理の間その親分子に結合したままである。
[実施例]
合成ガス混合物(H2:COのモル比が2:1)とコバルト触媒とを連続撹拌タンク反応器(continuously stirred tank reactor)(CSTR)反応器中において、典型的な反応条件(430°Fすなわち221℃;350psiaすなわち2410kPa)下で接触させることによってフィッシャー・トロプシュ生成物を調製した。フルレンジのフィッシャー・トロプシュ生成物を収集して、この炭化水素ストリームを水素化処理装置に供給して、ここで種々の条件下で水素化処理した。次に、水素化処理されたストリームを蒸留して350〜650°Fの蒸留区分を得た。水素化処理触媒は、商用のニッケルベースの物質であった(Engelhard製NI−3298E1/16 3F)。水素化処理装置は、前記水素化処理触媒の約87g(100ml)を有する触媒床を有し、細流モードで液空間速度3hr−1の水素化処理装置液体供給1バレル当りの水素流量2500標準立方フィート(standard cubic feet per barrel of hydrotreater liquid feed)(scf/bbl)を有する水素化処理装置アウトレットで、水素分圧350psiaにおいて操作された。
合成ガス混合物(H2:COのモル比が2:1)とコバルト触媒とを連続撹拌タンク反応器(continuously stirred tank reactor)(CSTR)反応器中において、典型的な反応条件(430°Fすなわち221℃;350psiaすなわち2410kPa)下で接触させることによってフィッシャー・トロプシュ生成物を調製した。フルレンジのフィッシャー・トロプシュ生成物を収集して、この炭化水素ストリームを水素化処理装置に供給して、ここで種々の条件下で水素化処理した。次に、水素化処理されたストリームを蒸留して350〜650°Fの蒸留区分を得た。水素化処理触媒は、商用のニッケルベースの物質であった(Engelhard製NI−3298E1/16 3F)。水素化処理装置は、前記水素化処理触媒の約87g(100ml)を有する触媒床を有し、細流モードで液空間速度3hr−1の水素化処理装置液体供給1バレル当りの水素流量2500標準立方フィート(standard cubic feet per barrel of hydrotreater liquid feed)(scf/bbl)を有する水素化処理装置アウトレットで、水素分圧350psiaにおいて操作された。
第1の実験では、水素化処理装置の床温度は400°F(204℃)に保たれ、第2の実験では250°F(121℃)に保れた。臭素価(ASTM D1149)、酸化安定性(ASTM D2274)、粘性(ASTM D445)、流動点(ASTM D97)及び潤滑性HFRR(ASTM D6079)の結果を表1に示す。酸素含量も表1に含まれており、これはBruker Instruments Avance 400核磁気共鳴(NMR)分光計を用いて測定される。「未処理(untreated)」サンプル(すなわち、水素化処理装置の供給)及び水素化処理済サンプルの1H NMRスペクトルは、400.13MHzで得られ、重水素化クロロホルム(CDCl3)中の溶液として流した。オレフィン、エステル及びアルコールの信号強度は、−CH、−CH2及び−CH3基の全てについての信号強度と比較された。酸素含量のパーセンテージは−OCH2として計算され、そのパーセンテージがOの重量パーセンテージとして近似される。
表1の結果から、超低過酷度水素化処理装置において水素化処理されているディーゼル範囲のストリームは、400°Fで水素化処理されているディーゼル範囲のストリームに比較して、潤滑性が改善されており、酸化安定性の低下(すなわち、潜在的な粘性物質の形成)はない。臭素(Br)価法は、不飽和炭化水素の量を測定し;上記例は水素化処理前、100gのサンプル当り5.8gBrのBr価を有する不飽和化合物の有意な存在を示し;両方の水素化処理後、Br価は100gのサンプル当り0.1gのBr未満となり、これにより、両方の水素化処理条件が、この水素化処理されたサンプルが有意に減少した量のオレフィンを有するように、不飽和化合物の実質的にほとんどを除去するのに成功したことが示された。同様に、両方の水素化処理条件はかなり改善された酸化安定性(ASTM D2274)をもたらし、未処理のサンプルでの80g/m3の値から0.5g/m3未満になった。より低い水素化処理温度(すなわち、250°F未満)では酸素安定性の効果が弱くなることが想定され;したがって、このようなより過酷でない条件では、0.5g/m3より大きいが25g/m3より小さい値の酸素安定性が予想される。したがって、水素化処理されたサンプルでは、25g/m3未満、好ましくは10g/m3未満、より好ましくは5g/m3未満、及びさらにより好ましくは2g/m3未満の酸化安定性を有することが極めて望ましい。
ニッケルベースの触媒を250°Fで用いた超低過酷度水素化処理は酸素化合物のほとんどを保持しておくことに成功した。すなわち、超低過酷度処理後の酸素含量は0.7重量%という不変の値となる一方、ニッケルベースの触媒を用いた400°Fでの水素化処理は酸素化合物のほぼ完全な除去となり結果的に0.03重量%の酸素含量となった。典型的には、水素化処理装置に流れ込む未処理の炭化水素合成生成物ストリームの350〜650°Fの区分は、炭化水素合成反応器が鉄ベースの触媒を用いる場合は約0.1重量%〜約15重量%の酸素含量を有し、炭化水素合成反応器がコバルトベースの触媒を用いる場合は約0.1重量%〜約8重量%の酸素含量を有する。それより高い水素化処理温度(すなわち、約250°Fより大きく約350°F未満)では、酸素原子のより効果的な除去が得られることが想定され;したがって超低過酷度水素化処理後に350〜650°Fの沸点範囲を主に有するストリームの酸素含量は、350〜650°Fの沸点範囲を主に有する未処理のストリームよりも低くてもよい。したがって、できるだけ多くの酸素含量、すなわち少なくとも50%の酸素含量、好ましくは少なくとも75%、及びより好ましくは少なくとも90%の酸素含量を保持して、0.1重量%以上の所望の酸素含量を得て、超低過酷度水素化処理後にディーゼル又は中間留分の特性を改善することが好ましい。
したがって、超低過酷度水素化処理工程後に得られた、合成ガス由来の、水素化処理済中間留分区分は、25g/m3未満の酸化安定性(粘性物質(gum));及び0.1重量%以上の酸素含量を有するのが好ましい。同様に、特性促進剤の添加なしに超低過酷度水素化処理後に得られた、合成ガス由来の、水素化処理済ディーゼル生成物は以下の特性を有するのが好ましい:
臭素価<0.1gBr/100g;
酸化安定性(粘性物質)≦25g/m3;
酸素含量≧0.1重量%;及び
潤滑性HFRR≦400μm。
臭素価<0.1gBr/100g;
酸化安定性(粘性物質)≦25g/m3;
酸素含量≧0.1重量%;及び
潤滑性HFRR≦400μm。
本明細書において用いる場合、「水素プロセス(hydroprocess)」とは、水素を用いて炭化水素ストリームを処理することを意味する。
「炭化水素合成(hydrocarbon synthesis)」とは、液体炭化水素を合成するための現在公知の又は後に発見された任意の方法であってもよい。例えば、フィッシャー・トロプシュプロセスである。
「水素化処理(hydrotreat)」とは、炭化水素ストリームにおいて分子の炭素骨格に対して何も実質的な変化をもたらさずに水素を用いて炭化水素ストリームを処理することを意味する。例えば、主にH2C=CH−CH2−CH2−CH3を有する炭化水素ストリームを水素化処理することによって、主にCH3−CH2−CH2−CH2−CH3を有する炭化水素ストリームが得られる。本明細書において用いる場合、「水素化分解(hydrocrack)」とは、有機分子を切断すること、及び結果的に得られた分子フラグメントに水素を付加して2つのより小さい炭化水素を形成すること(例えば、
C4H10及び骨格異性体+C6H14及び骨格異性体)を意味する。水素化分解触媒は水素化異性化(hydroisomerization)において活性であり得るから、水素化分解工程の間には所定の骨格異性化が存在する可能性があり、したがってより小さい炭化水素の異性体が形成され得る。水素化分解の方法は多数あり、当業界で周知である。好ましくは、水素化分解は、白金触媒上で約550°F〜約750°Fの温度(260〜400℃)で、かつ約500psig〜約1500psig(3,550〜10,440kPa)の圧力で生じる。
C4H10及び骨格異性体+C6H14及び骨格異性体)を意味する。水素化分解触媒は水素化異性化(hydroisomerization)において活性であり得るから、水素化分解工程の間には所定の骨格異性化が存在する可能性があり、したがってより小さい炭化水素の異性体が形成され得る。水素化分解の方法は多数あり、当業界で周知である。好ましくは、水素化分解は、白金触媒上で約550°F〜約750°Fの温度(260〜400℃)で、かつ約500psig〜約1500psig(3,550〜10,440kPa)の圧力で生じる。
「ヘテロ原子化合物(heteroatomic compound)」は、炭素及び水素だけでなく、他の原子例えば、窒素、イオウ、酸素も有する有機化合物である。非炭素及び非水素原子(例えば、酸素、イオウ及び窒素のそれぞれ)は「ヘテロ原子(heteroatom)」である。酸素を有するヘテロ原子化合物の例は、アルコール、アルデヒド又はケトンである。窒素を有するヘテロ原子化合物の例はアミンである。例えば、アセトン(CH3COCH3)及びジプロピルアミン((C3H7)2NH)はヘテロ原子の化合物である。例えば、アセトンに関して、関連のヘテロ原子化合物はイソプロピルアルコール((CH3)2CHOH)である。アセトンがイソプロピルアルコールに変換される状況では、ヘテロ原子(酸素)は、異なって結合されているが、その親分子に結合したままである(例えば、その炭素骨格からは除去されない)。同様に、例えば、アセトンが未変換のプロセスを通過される場合も、ヘテロ原子(酸素)はその親分子に結合したままである。
本明細書において用いる場合、「超低過酷度水素化処理」とは、ストリーム中のオレフィンの実質的な部分が飽和されるが、ストリーム中のヘテロ原子の実質的な量がその親分子に結合したままであるような条件における水素化処理を意味する。水素化処理プロセスが実質的な量の酸素化合物をパラフィンに変換しないかどうかを決定する2つの最も重要な要因は、触媒の組成及び温度である。超低過酷度水素化処理は、以下の金属のうち少なくとも1つを有する水素化処理触媒で行なわれ得る:、モリブデン(Mo)及びタングステン(W)のようなVIB族金属(以前のIUPACの表記法による)、又はニッケル(Ni)、パラジウム(Pd)、白金(Pt)、ルテニウム(Ru)、鉄(Fe)、コバルト(Co)のようなVIII族金属。Ni、Pd、Pt、W、Mo、Ru又はそれらの組み合わせを有する触媒のような極めて活性な触媒は、約180°F〜約350°F(約80〜180℃)、より好ましくは約180°F〜約320°F(約80〜160℃)、さらにより好ましくは約180°F〜約300°F(約80〜150℃)という比較的低温で操作しなければならない。単なる例であるが、ニッケルベースの触媒のような極めて活性な触媒は、約220°Fにおいて実質的な量の酸素化合物を変換し始める。対照的に、Fe又はCoを有する触媒のような活性の乏しい触媒は、それが約350°Fの温度に達するまでは実質的な量の酸素化合物を変換し始めることはない。より低い水素化処理活性を有するこれらの触媒(例えば、Co又はFe)については、超低過酷度水素化処理の好ましい温度範囲は約350°F〜約570°F(約180〜300℃)である。さらに、例えば、圧力及び液体時間空間速度のような他のパラメーターがあり、これらは、所望の超低過酷度水素化処理を発揮するように当業者によって変化され得る。水素分圧は、好ましくは約100psia〜約1,000psia(690〜6900kPa)、より好ましくは約300psia〜約500psia(2060〜3450kPa)である。液体時間空間速度は、好ましくは1〜10hr−1、より好ましくは0.5〜6hr−1、さらにより好ましくは約1〜約5hr−1である。超低過酷度水素化処理のための水素化処理触媒は、支持体があってもなくてもよく、触媒能力を改善するため、及び/又は構造完全性を支持するため、促進物質を有してもよいことが理解されるべきである。
本明細書において用いる場合、「ディーゼル」は、ディーゼルの範囲におさまる部分を少なくとも一部有する任意の炭化水素区分である。本出願におけるディーゼルの範囲は、約300°F〜約750°F(約150〜400℃)の範囲、好ましくは約350°F〜約650°F(約170〜350℃)の範囲で沸騰する炭化水素を有する。
本明細書において用いる場合、「中間留分」とは、ASTM D86標準蒸留試験における50パーセント沸点が371°F〜700°Fにおさまる灯油、家庭暖房油、コンロ燃料、ストーブ燃料及びディーゼルを含む炭化水素ストリームを意味する。
本明細書において用いる場合、「深度水素化処理」とは、Ni、Pd、Pt、Mo、W及びRuからなる群より少なくとも1つの金属を有する、好ましくはNiを有する、水素化処理触媒上での、350°F(170℃)を超える温度、好ましくは350°F〜約600°F(315℃)、より好ましくは360°F〜約600°F(180〜350℃)の温度での、水素化処理装置アウトレットで約100psia〜約2,000psia(690〜13,800kPa)の水素分圧を有する、水素化処理を意味する。
本明細書に文献援用される任意の特許及び刊行物の開示が、用語を不明確にし得る程度まで本明細書と矛盾する場合は、本明細書が優先する。
本発明の好ましい実施例が本明細書に開示されているが、本発明の範囲から逸脱することなく本明細書に記載のシステムに対して種々の改変を行なうことができると理解される。さらに詳述せずとも、本明細書の説明を用いれば当業者は本発明を最大限まで利用することができると考えられる。
Claims (79)
- パラフィン、オレフィン及び少なくとも1つのヘテロ原子化合物を有する炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を処理するための方法であって、方法は:
水素化処理装置において炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を水素化処理して、水素化処理済ストリームを生成する工程を有し;
水素化処理済ストリームは実質的でない量のオレフィンを有し;及び
実質的な量のヘテロ原子は水素化処理の間その親分子に結合されたままである方法。 - 炭化水素合成生成物ストリームはフィッシャー・トロプシュ生成物ストリームを有する請求項1に記載の方法。
- 少なくとも1つのヘテロ原子化合物は酸素化合物である請求項1に記載の方法。
- 炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部は水素化処理装置の上流で分留される請求項1に記載の方法。
- 炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部は主にディーゼルを有する請求項4に記載の方法。
- 水素化処理装置は触媒を有し、触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、W、Fe及びCoからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項1に記載の方法。
- 水素化処理装置は触媒を有し、前記触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo及びWからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項6に記載の方法。
- 水素化処理装置はNiを有する触媒を有する請求項6に記載の方法。
- 水素化処理装置は約180°F〜約350°Fの温度で操作される請求項8に記載の方法。
- 水素化処理装置は約180°F〜約325°Fの温度で操作される請求項8に記載の方法。
- 水素化処理装置は約180°F〜約300°Fの温度で操作される請求項8に記載の方法。
- 触媒はCo、Fe又はそれらの組み合わせを有する請求項6に記載の方法。
- 水素化処理装置は約350°F〜約570°Fの温度で操作される請求項12に記載の方法。
- 水素化処理済ストリームの少なくとも一部を水素化分解して水素化分解済ストリームを生成する工程をさらに有する請求項1に記載の方法。
- 水素化処理済ストリームはディーゼル留分を有し、ディーゼル留分は約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項1に記載の方法。
- 水素化処理装置は約0.1〜約10hr−1の液体時間空間速度を有する請求項1に記載の方法。
- 水素化処理装置は約0.5〜約6hr−1の液体時間空間速度を有する請求項1に記載の方法。
- 水素プロセス済生成物ストリームが以下の方法によって生成される水素プロセス済生成物ストリームであって、方法は:
炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を水素化処理して水素プロセス済生成物ストリームを生成する工程を有し;
炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部はパラフィン、オレフィン及び少なくとも1つのヘテロ原子化合物を有し;
水素プロセス済生成物ストリームは非実質的な量のみのオレフィンを有し;及び
実質的な量のヘテロ原子は水素化処理の間その親の分子に結合されたままである水素プロセス済生成物ストリーム。 - 炭化水素合成生成物ストリームはフィッシャー・トロプシュ生成物ストリームを有する請求項18に記載の水素プロセス済生成物ストリーム。
- 少なくとも1つのヘテロ原子化合物は酸素化合物である請求項18に記載の生成物ストリーム。
- 炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部は水素化処理装置の上流で分留される請求項18に記載の生成物ストリーム。
- 炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部は主にディーゼルを有する請求項21に記載の生成物ストリーム。
- 水素化処理装置は触媒を有し、触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、W、Fe及びCoからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項18に記載の方法。
- 水素化処理装置は触媒を有し、触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、及びWからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項23に記載の方法。
- 水素化処理装置はニッケル触媒を有する請求項24に記載の生成物ストリーム。
- 水素化処理装置は約180°F〜約350°Fの温度で操作される請求項25に記載の生成物ストリーム。
- 水素化処理装置は約180°F〜約300°Fの温度で操作される請求項26記載の生成物ストリーム。
- 触媒はCo、Fe又はそれらの組み合わせを有する請求項23に記載の方法。
- 水素化処理装置は約350°F〜約570°Fの温度で操作される請求項28に記載の方法。
- 水素プロセス済生成物ストリームはディーゼル留分を有し、ディーゼル留分は約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項18に記載の生成物ストリーム。
- ヘテロ原子化合物を有する主にパラフィンのストリームを生成するためのプロセスであって、プロセスは:
合成ガスを有する供給ストリームを炭化水素合成反応器に供給する工程を有し;
炭化水素合成触媒で合成ガスを有する供給ストリームの少なくとも一部を反応させて炭化水素合成生成物ストリームを生成する工程を有し;
炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を水素化処理して水素化処理済ストリームを生成する工程を有し;
水素化処理済ストリームは非実質的な量のみのオレフィンを有し;及び
実質的な量のヘテロ原子は水素化処理の間その親の分子に結合されたままであるプロセス。 - 炭化水素合成生成物ストリームはフィッシャー・トロプシュ生成物ストリームである請求項31に記載のプロセス。
- 少なくとも1つのヘテロ原子化合物は酸素化合物である請求項31に記載のプロセス。
- 炭化水素合成生成物ストリームは水素化処理装置の上流で分留される請求項31に記載のプロセス。
- 炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部は主にディーゼルを有する請求項34に記載のプロセス。
- 水素化処理装置は水素化処理触媒を有し、前記水素化処理触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、W、Fe及びCoからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項31に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒がNi、Pd、Pt、Ru、Mo、及びWからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項36に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒はNiを有する請求項37に記載のプロセス。
- 水素化処理装置は約180°F〜約350°Fの温度で操作される請求項38に記載のプロセス。
- 水素化処理装置は約180°F〜約300°Fの温度で操作される請求項39に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒はCo、Fe又はそれらの組み合わせを有する請求項36に記載の生成物ストリーム。
- 水素化処理装置は約350°F〜約570°Fの温度で操作される請求項41に記載のプロセス。
- 水素化処理したストリームはディーゼル留分を有し、ディーゼル留分は約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項31に記載のプロセス。
- 以下の特性を有する合成ガス由来の水素化処理済ディーゼル生成物であって:
酸化安定性≦25g/m3;
酸素含量≧0.1重量%;及び
潤滑性HFRR≦400μm;
本質的に、水素化処理されている分子からなる水素化処理済ディーゼル生成物。 - 合成ガスから中間留分を生成するためのプロセスであって、プロセスは:
A)合成ガスを、パラフィン、オレフィン及びヘテロ原子化合物を有する第1の炭化水素ストリームに変換するのに有効な条件で、炭化水素合成触媒上で合成ガスを有する供給ストリームを反応させる工程を有し;
B)第1の水素化処理装置において第1の炭化水素ストリームを水素化処理して有意に減少した量のオレフィンによって特徴付けられる第2の炭化水素ストリームを生成する一方で、実質的な量の前記ヘテロ原子化合物はその親分子に結合されたヘテロ原子を有する工程を有し;
C)第1の精留塔において第2の炭化水素ストリームを分留して少なくとも重質の炭化水素区分及び少なくとも第1の中間留分区分を生成する工程を有し;
D)前記分留工程C)からの重質の炭化水素区分を水素化分解して第3の炭化水素ストリームを形成する工程を有し;及び
E)第3の炭化水素ストリームを分留して少なくとも第2の中間留分区分を生成する工程を有するプロセス。 - 工程E)及び工程C)は同じ精留塔で行われる請求項45に記載のプロセス。
- 工程E)は工程C)の第1の精留塔とは異なる精留塔で行なわれる請求項45に記載のプロセス。
- 工程E)は前記工程C)の第1の精留塔において前記第3の炭化水素ストリームの一部を分留する工程と、第2の精留塔において前記第3の炭化水素ストリームの別の部分を分留する工程とを有する請求項45に記載のプロセス。
- 炭化水素合成触媒は第VIII群金属を有する請求項45に記載のプロセス。
- 炭化水素合成触媒はコバルト又は鉄を有する請求項45に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は水素化処理触媒を有し、水素化処理触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、W、Fe及びCoからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項45に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は水素化処理触媒を有し、水素化処理触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、及びWからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項51に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒はNiを有する請求項52に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は約180°F〜約350°Fの温度で操作される請求項53に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は約180°F〜約300°Fの温度で操作される請求項53に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒はCo、Fe又はそれらの組み合わせを有する請求項51に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は約350°F〜約570°Fの温度で操作される請求項45に記載のプロセス。
- 工程A)で形成されるヘテロ原子化合物の少なくとも一部は酸素を有する請求項45に記載のプロセス。
- 水素化処理済みの第2の炭化水素ストリームは主に350°〜650°Fの沸点範囲の留分を有し、前記留分は約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項58に記載のプロセス。
- 第1の中間留分ストリームは約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項58に記載のプロセス。
- 合成ガスから中間留分を生成するためのプロセスであって、プロセスは:
A)合成ガスを、パラフィン、オレフィン及びヘテロ原子化合物を有する第1の炭化水素ストリームに変換するのに有効な条件で、炭化水素合成触媒上で合成ガスを有する供給ストリームを反応させる工程を有し;
B)第1の精留塔において第1の炭化水素ストリームを分留して軽質の炭化水素ストリームと、重質の炭化水素ストリームと、第1の中間留分ストリームとを生成する工程を有し;
C)工程B)からの重質の炭化水素ストリームを水素化分解して第3の炭化水素ストリームを形成する工程を有し;
D)工程C)からの水素化分解済みの第3の炭化水素ストリームを分留して少なくとも第2の中間留分ストリームを生成する工程を有し;
E)第1の水素化処理装置において工程B)からの第1の中間留分ストリームを水素化処理して有意に減少した量のオレフィンによって特徴付けられる水素化処理済中間留分ストリームを生成する一方で、工程A)において形成された実質的な量の前記ヘテロ原子化合物はその親分子に結合されたヘテロ原子を有する工程を有するプロセス。 - 工程D)は工程B)の第1の精留塔において前記第3の炭化水素ストリームを分留する工程を有する請求項61に記載のプロセス。
- 工程D)は第2の精留塔において前記第3の炭化水素ストリームを分留する工程を有する請求項61に記載のプロセス。
- 工程D)は工程B)の第1の精留塔において前記第3の炭化水素ストリームの一部を分留する工程と、第2の精留塔において該第3の炭化水素ストリームの別の部分を分留する工程とを有する請求項61に記載のプロセス。
- 炭化水素合成触媒は第VIII群金属を有する請求項61に記載のプロセス。
- 炭化水素合成触媒がコバルト又は鉄を有する請求項61に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は水素化処理触媒を有し、前記水素化処理触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、W、Fe及びCoからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項61に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は水素化処理触媒を有し、前記水素化処理触媒はNi、Pd、Pt、Ru、Mo、及びWからなる群より選択される少なくとも1つの金属を有する請求項67に記載のプロセス。
- 水素化処理触媒はNiを有する請求項68に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置は約180°F〜約350°Fの温度で操作される請求項69に記載のプロセス。
- 触媒はCo、Fe又はそれらの組み合わせを有する請求項67に記載の方法。
- 水素化処理装置は約350°F〜約570°Fの温度で操作される請求項71に記載の方法。
- 工程A)で形成されるヘテロ原子化合物の少なくとも一部は酸素を有する請求項61に記載のプロセス。
- 工程C)からの第1の中間留分ストリームはディーゼルを有し、ディーゼルは主に350°〜650°Fの沸点範囲の留分を有し、並びに約0.1重量%以上の酸素含量及び約25g/m3以下の酸化安定性を有する請求項73に記載のプロセス。
- F)工程B)からの軽質の炭化水素ストリームの少なくとも一部を第2の水素化処理装置において水素化処理してナフサを有する水素化処理済みの軽質の炭化水素ストリームを生成する工程、をさらに有する請求項61に記載のプロセス。
- 工程F)における水素化処理はニッケルベースの触媒上で350°Fを超える温度で行われる請求項75に記載のプロセス。
- 工程F)における水素化処理工程はニッケルベースの触媒の上で約180°F〜約350°Fの温度で行われ、水素化処理済みの軽質の炭化水素ストリームは有意に減少した量のオレフィンによって特徴付けられる一方、実質的な量の前記ヘテロ原子化合物はその親分子に結合されたヘテロ原子を有する請求項75に記載のプロセス。
- 第1の水素化処理装置及び第2の水素化処理装置は同じ水素化処理装置であり、工程E)及び工程F)は交互に行なわれる請求項75に記載のプロセス。
- パラフィン、オレフィン及び少なくとも1つのヘテロ原子化合物を有する炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を処理するための方法であって、方法は:
超低過酷度水素化処理装置において炭化水素合成生成物ストリームの少なくとも一部を水素化処理する工程を有する方法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/382,339 US20040173501A1 (en) | 2003-03-05 | 2003-03-05 | Methods for treating organic compounds and treated organic compounds |
PCT/US2004/006514 WO2004078656A2 (en) | 2003-03-05 | 2004-03-04 | Methods for treating organic compounds and treated organic compounds |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2006520820A true JP2006520820A (ja) | 2006-09-14 |
JP2006520820A5 JP2006520820A5 (ja) | 2007-02-15 |
Family
ID=32926880
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2006509049A Pending JP2006520820A (ja) | 2003-03-05 | 2004-03-04 | 有機化合物を処理するための方法及び処理済有機化合物 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US20040173501A1 (ja) |
EP (1) | EP1611223A2 (ja) |
JP (1) | JP2006520820A (ja) |
AU (1) | AU2004217901A1 (ja) |
CA (1) | CA2522783A1 (ja) |
WO (1) | WO2004078656A2 (ja) |
ZA (1) | ZA200507014B (ja) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7354507B2 (en) * | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
BRPI0715106A2 (pt) * | 2006-07-27 | 2013-06-04 | Shell Int Research | uso de um componente de combustÍvel derivado de fischer-tropsch, e, mÉtodos para formular uma composiÇço de combustÍvel, e para operar um sistema consumidor de combustÍvel |
CN101177625B (zh) * | 2007-04-11 | 2011-12-07 | 中科合成油技术有限公司 | 费-托合成油的加氢处理工艺 |
US8945372B2 (en) | 2011-09-15 | 2015-02-03 | E I Du Pont De Nemours And Company | Two phase hydroprocessing process as pretreatment for tree-phase hydroprocessing process |
US8574501B1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-11-05 | Greenway Innovative Energy, Inc. | Natural gas to liquid fuels |
US20150322351A1 (en) * | 2012-12-17 | 2015-11-12 | Shell Oil Company | Integrated gas-to-liquid condensate process |
WO2014095815A1 (en) * | 2012-12-17 | 2014-06-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Integrated gas-to-liquid condensate process |
CA3013251C (en) * | 2013-03-08 | 2019-08-13 | Greyrock Technology, Llc | Catalyst and process for the production of diesel fuel from natural gas, natural gas liquids, or other gaseous feedstocks |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4041097A (en) * | 1975-09-18 | 1977-08-09 | Mobil Oil Corporation | Method for altering the product distribution of Fischer-Tropsch synthesis product |
US5645613A (en) * | 1992-04-13 | 1997-07-08 | Rentech, Inc. | Process for the production of hydrocarbons |
US5378348A (en) * | 1993-07-22 | 1995-01-03 | Exxon Research And Engineering Company | Distillate fuel production from Fischer-Tropsch wax |
US5689031A (en) * | 1995-10-17 | 1997-11-18 | Exxon Research & Engineering Company | Synthetic diesel fuel and process for its production |
US6296757B1 (en) * | 1995-10-17 | 2001-10-02 | Exxon Research And Engineering Company | Synthetic diesel fuel and process for its production |
US5766274A (en) * | 1997-02-07 | 1998-06-16 | Exxon Research And Engineering Company | Synthetic jet fuel and process for its production |
US6043288A (en) * | 1998-02-13 | 2000-03-28 | Exxon Research And Engineering Co. | Gas conversion using synthesis gas produced hydrogen for catalyst rejuvenation and hydrocarbon conversion |
US6333294B1 (en) * | 1998-05-22 | 2001-12-25 | Conoco Inc. | Fischer-tropsch processes and catalysts with promoters |
US6162956A (en) * | 1998-08-18 | 2000-12-19 | Exxon Research And Engineering Co | Stability Fischer-Tropsch diesel fuel and a process for its production |
EP1147164B1 (en) * | 1998-11-12 | 2012-01-25 | ExxonMobil Oil Corporation | Diesel fuel |
ATE423830T1 (de) * | 1999-04-06 | 2009-03-15 | Sasol Tech Pty Ltd | Synthetischer naphtha-brennstoff |
US6402989B1 (en) * | 1999-07-30 | 2002-06-11 | Conoco Inc. | Catalytic partial oxidation process and promoted nickel based catalysts supported on magnesium oxide |
US6759438B2 (en) * | 2002-01-15 | 2004-07-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Use of oxygen analysis by GC-AED for control of fischer-tropsch process and product blending |
US6768035B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-07-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Manufacture of high octane alkylate |
US7402187B2 (en) * | 2002-10-09 | 2008-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of alcohols from Fischer-Tropsch naphtha and distillate fuels containing the same |
-
2003
- 2003-03-05 US US10/382,339 patent/US20040173501A1/en not_active Abandoned
-
2004
- 2004-03-04 JP JP2006509049A patent/JP2006520820A/ja active Pending
- 2004-03-04 CA CA002522783A patent/CA2522783A1/en not_active Abandoned
- 2004-03-04 ZA ZA200507014A patent/ZA200507014B/xx unknown
- 2004-03-04 AU AU2004217901A patent/AU2004217901A1/en not_active Abandoned
- 2004-03-04 EP EP04717414A patent/EP1611223A2/en not_active Withdrawn
- 2004-03-04 WO PCT/US2004/006514 patent/WO2004078656A2/en active Application Filing
-
2005
- 2005-02-10 US US11/054,833 patent/US20050145544A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2004217901A1 (en) | 2004-09-16 |
WO2004078656A3 (en) | 2005-05-06 |
ZA200507014B (en) | 2006-11-29 |
CA2522783A1 (en) | 2004-09-16 |
EP1611223A2 (en) | 2006-01-04 |
US20040173501A1 (en) | 2004-09-09 |
US20050145544A1 (en) | 2005-07-07 |
WO2004078656A2 (en) | 2004-09-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4416742B2 (ja) | 生分解性の中間留出物の生産 | |
US7354507B2 (en) | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons | |
JP4261552B2 (ja) | 中間留出物の生産方法 | |
JP2008506023A (ja) | 合成炭化水素生成物 | |
US7345211B2 (en) | Synthetic hydrocarbon products | |
JP2005503451A (ja) | 分割フィード水素化分解/水素化処理を用いるフィッシャー−トロプシュワックスの改質法 | |
US6709569B2 (en) | Methods for pre-conditioning fischer-tropsch light products preceding upgrading | |
US20050145544A1 (en) | Methods for treating organic compounds and treated organic compounds | |
JP2004292813A (ja) | 合成輸送用燃料およびその製造方法 | |
JP4416509B2 (ja) | フィッシャー・トロプシュ法及び生成物の混合を制御するためのgc−aedによる酸素分析の使用 | |
US6515032B2 (en) | Co-hydroprocessing of fischer-tropsch products and natural gas well condensate | |
ZA200505976B (en) | Process for the preparation of and composition of a feedstock usable for the preparation of lower olefins | |
AU2010235874B2 (en) | Hydrotreating processes for fabricating petroleum distillates from light fischer-tropsch liquids | |
US6515033B2 (en) | Methods for optimizing fischer-tropsch synthesis hydrocarbons in the distillate fuel range | |
JP4261200B2 (ja) | フィッシャー−トロプシュ生成物および原油画分の共水素精製 | |
JP2015504934A (ja) | 統合された気体から液体への凝縮物の方法と装置(integratedgas−to−liquidcondensateprocessandapparatus) | |
US8231776B2 (en) | Hydrotreating processes for fabricating petroleum distillates from light fischer-tropsch liquids | |
JP4711849B2 (ja) | 燃料基材の製造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20061220 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20061220 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20100126 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20100622 |