JP2019206714A - Method for producing reformed gasoline - Google Patents
Method for producing reformed gasoline Download PDFInfo
- Publication number
- JP2019206714A JP2019206714A JP2019138929A JP2019138929A JP2019206714A JP 2019206714 A JP2019206714 A JP 2019206714A JP 2019138929 A JP2019138929 A JP 2019138929A JP 2019138929 A JP2019138929 A JP 2019138929A JP 2019206714 A JP2019206714 A JP 2019206714A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- composition
- reformed
- separation
- aromatic hydrocarbon
- gasoline
- 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.)
- Granted
Links
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 90
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 70
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 94
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 62
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 32
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 abstract description 16
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 34
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 33
- 239000002585 base Substances 0.000 description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 description 23
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 18
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 11
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 7
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 5
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 4
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 3
- 239000013064 chemical raw material Substances 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000895 extractive distillation Methods 0.000 description 3
- 239000012013 faujasite Substances 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 3
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 2
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000003618 dip coating Methods 0.000 description 2
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000001027 hydrothermal synthesis Methods 0.000 description 2
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 Olefin hydrocarbon Chemical class 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000002156 adsorbate Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000010335 hydrothermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005373 pervaporation Methods 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007363 ring formation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
本発明は、改質ガソリンの製造方法に関する。更に本発明は、ガソリン基材及び芳香族炭化水素の製造方法に関する。 The present invention relates to a method for producing reformed gasoline. Furthermore, the present invention relates to a gasoline base material and a method for producing aromatic hydrocarbons.
改質ガソリンは、主に常圧蒸留装置(トッパー)から得られる直留ナフサ(SR)などを原料とし、触媒を用いて接触改質により得られるオクタン価の高いガソリン基材である。接触改質プロセスでは、多数の反応が逐次的、併発的に起こりオクタン価を高めている。反応は、以下の(1)〜(6)に大別されることが知られている(例えば、非特許文献1)。(1)六員環ナフテンの脱水素、(2)五員環ナフテンの異性化脱水素、(3)パラフィンの環化脱水素、(4)パラフィンの異性化、(5)各種炭化水素の水素化分解、(6)その他の反応(コーク生成、脱硫など)。 The reformed gasoline is a gasoline base material having a high octane number obtained by catalytic reforming using a straight-run naphtha (SR) obtained from an atmospheric distillation apparatus (topper) as a raw material. In the catalytic reforming process, numerous reactions occur sequentially and concurrently to increase the octane number. It is known that the reaction is roughly classified into the following (1) to (6) (for example, Non-Patent Document 1). (1) 6-membered ring naphthene dehydrogenation, (2) 5-membered ring naphthene isomerization dehydrogenation, (3) Paraffin cyclization dehydrogenation, (4) Paraffin isomerization, (5) Hydrogen of various hydrocarbons (6) Other reactions (coke formation, desulfurization, etc.).
オクタン価については、リサーチ法オクタン価(RON)とモーター法オクタン価(MON)があるが、日本ではリサーチ法オクタン価(以下、RONという)が広く使われる。炭化水素の構造とオクタン価には一般的に次の関係が知られている(たとえば、非特許文献2)。(i)パラフィン系炭化水素、オレフィン系炭化水素では、分子内の分枝の構造が同じであれば炭素数の多い方がオクタン価は低い、(ii)パラフィン系炭化水素では、メチル側鎖のない直鎖のパラフィン(ノルマルパラフィン)より側鎖のあるパラフィン(イソパラフィン)の方がオクタン価は高い、(iii)オレフィン系炭化水素は、炭素数が同じパラフィン系炭化水素よりオクタン価は高い、(iv)芳香族炭化水素はオクタン価が最も高く、RONは100を超える。つまり、ノルマルパラフィンが最もオクタン価が低く、芳香族炭化水素が最もオクタン価が高いガソリン基材である。ガソリン基材を混合してガソリン製品とする場合、オクタン価に関して厳密に加成性が成り立つわけではないが、オクタン価の高い基材を多く混合すればガソリン製品のオクタン価は高くなる。そのため、接触改質プロセスにおける重要な反応は、オクタン価の低いパラフィン系炭化水素やナフテン類から、オクタン価の高い芳香族炭化水素を得る反応であるといえる。 Regarding the octane number, there are a research method octane number (RON) and a motor method octane number (MON). In Japan, the research method octane number (hereinafter referred to as RON) is widely used. The following relationship is generally known between the hydrocarbon structure and the octane number (for example, Non-Patent Document 2). (I) In paraffinic hydrocarbons and olefinic hydrocarbons, if the branch structure in the molecule is the same, the octane number is lower when the number of carbon atoms is the same. (Ii) Paraffinic hydrocarbons have no methyl side chains Paraffin (isoparaffin) with a side chain is higher in octane number than linear paraffin (normal paraffin), (iii) Olefin hydrocarbon has higher octane number than paraffin hydrocarbon having the same carbon number, (iv) Aroma Group hydrocarbons have the highest octane number and RON exceeds 100. That is, normal paraffin has the lowest octane number and aromatic hydrocarbons have the highest octane number. When a gasoline base material is mixed to make a gasoline product, additivity is not strictly established with respect to the octane number, but if a large number of base materials having a high octane number are mixed, the octane number of the gasoline product becomes high. Therefore, it can be said that an important reaction in the catalytic reforming process is a reaction for obtaining an aromatic hydrocarbon having a high octane number from paraffinic hydrocarbons or naphthenes having a low octane number.
改質ガソリンはベンゼン、トルエン、キシレン(BTXと総称される)などの芳香族炭化水素に富むことから、改質ガソリンを得る接触改質プロセスは、ガソリン基材の製造プロセスとしてだけでなく石油化学用の芳香族炭化水素製造プロセスとしても重要な位置を占めている。 Because reformed gasoline is rich in aromatic hydrocarbons such as benzene, toluene, and xylene (collectively referred to as BTX), the catalytic reforming process to obtain reformed gasoline is not only a gasoline base manufacturing process but also petrochemical. It also occupies an important position as an aromatic hydrocarbon production process.
本発明は、改質ガソリンを効率よく得ることを可能とする改質ガソリンの製造方法を提供することを目的とする。更に本発明は、芳香族炭化水素を分離回収するとともに、ガソリン基材をより高効率で得ることを可能とするガソリン基材及び芳香族炭化水素の併産方法を提供することを目的とする。 An object of this invention is to provide the manufacturing method of reformed gasoline which makes it possible to obtain reformate gasoline efficiently. A further object of the present invention is to provide a method for co-production of a gasoline base material and an aromatic hydrocarbon that makes it possible to separate and recover aromatic hydrocarbons and obtain a gasoline base material with higher efficiency.
接触改質プロセスの原料の一部には、反応の目的生成物である芳香族炭化水素が含まれている。本発明者らは、この芳香族炭化水素がパラフィン系炭化水素やナフテン類と触媒との接触効率を低下させ、芳香族炭化水素を得る反応の効率を低下させてしまう可能性があるとの推察に基づき検討を行った。そして、本発明者らは、接触改質プロセスに供する原料油から芳香族炭化水素を分離することにより、接触改質における反応性が向上し、生成する芳香族分の転化率が向上することを見出し、本発明を完成するに至った。 A part of the raw material of the catalytic reforming process contains aromatic hydrocarbon which is the target product of the reaction. The present inventors speculate that this aromatic hydrocarbon may reduce the contact efficiency between the paraffinic hydrocarbon or naphthenes and the catalyst, and may reduce the efficiency of the reaction to obtain the aromatic hydrocarbon. Based on the above. And the present inventors have confirmed that the reactivity in catalytic reforming is improved by separating the aromatic hydrocarbons from the feedstock to be subjected to the catalytic reforming process, and the conversion of the aromatic content to be produced is improved. The headline and the present invention were completed.
上記課題を解決するために本発明は、炭素数6〜10である炭化水素を含み、芳香族炭化水素の含有濃度が1〜30質量%である原料油を、第1の組成物と、該第1の組成物よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第2の組成物とに分離する第1の工程と、第1の組成物を含む改質原料油を接触改質して、改質原料油よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第3の組成物を得る第2の工程と、を備える改質ガソリンの製造方法を提供する。 In order to solve the above-mentioned problem, the present invention includes a first oil composition containing a hydrocarbon having 6 to 10 carbon atoms and a content concentration of aromatic hydrocarbon of 1 to 30% by mass, The first step of separating the first composition into a second composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the first composition, and the reformed feedstock containing the first composition are contact-reformed to improve And a second step of obtaining a third composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the raw material oil.
なお、本願明細書において、「改質原料油」とは接触改質装置に供給される原料油を指す。 In the present specification, “reformed feedstock” refers to feedstock supplied to the contact reformer.
本発明の改質ガソリンの製造方法によれば、原料油から芳香族炭化水素を分離することにより、接触改質装置への原料油供給量の増加或いは他の原料油の供給が可能となり、さらには改質原料油における芳香族炭化水素の濃度が低減されることで接触改質の反応性を向上させることができ、改質ガソリンを効率よく得ることができる。更に、本発明の改質ガソリンの製造方法によれば、上記第2の組成物及び/又は上記第3の組成物から化学品原料として有用な芳香族炭化水素を得ることができ、これによりガソリン基材と芳香族炭化水素とを併産することができる。 According to the method for producing reformed gasoline of the present invention, by separating the aromatic hydrocarbon from the feedstock, it becomes possible to increase the feedstock supply amount to the contact reformer or supply other feedstock, Can improve the reactivity of catalytic reforming by reducing the concentration of aromatic hydrocarbons in the reformed feedstock, and can efficiently obtain reformed gasoline. Furthermore, according to the method for producing a reformed gasoline of the present invention, aromatic hydrocarbons useful as chemical raw materials can be obtained from the second composition and / or the third composition, and thereby the gasoline. A base material and an aromatic hydrocarbon can be produced together.
本発明の改質ガソリンの製造方法において、上記原料油の一部、又は沸点が30℃以上200℃以下であり、芳香族炭化水素の含有濃度が1〜30質量%である他の原料油を、上記改質原料油に含有させることができる。なお、本願明細書において、沸点の測定方法はJIS K2254 石油製品−蒸留試験方法の常圧法(対応国際規格:ISO 3405)とする。 In the method for producing reformed gasoline of the present invention, a part of the above-mentioned feed oil, or another feed oil having a boiling point of 30 ° C. or more and 200 ° C. or less and an aromatic hydrocarbon content concentration of 1 to 30% by mass. , And can be contained in the modified feedstock. In addition, in this specification, the measuring method of a boiling point shall be the atmospheric pressure method (corresponding international standard: ISO 3405) of JIS K2254 petroleum product-distillation test method.
上記第1の工程において、蒸留分離、抽出分離、膜分離及び吸着分離のうちの一種以上の分離操作によって上記第1の組成物及び上記第2の組成物を得てもよい。 In the first step, the first composition and the second composition may be obtained by one or more separation operations of distillation separation, extraction separation, membrane separation, and adsorption separation.
上記第1の工程において、工程を簡素化できるとともに、省エネルギーであるという観点から、膜分離によって上記第1の組成物及び上記第2の組成物を得ることが好ましい。 In the first step, it is preferable to obtain the first composition and the second composition by membrane separation from the viewpoint of simplifying the process and saving energy.
本発明の改質ガソリンの製造方法において、上記第1の工程で得られる上記第1の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が上記原料油の芳香族炭化水素の含有濃度よりも小さく、上記第2の工程で得られる上記第3の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が50質量%以上であることが好ましい。この場合、第3の組成物のオクタン価が十分高いため、第3の組成物から得られる改質ガソリンを優れたガソリン基材として使用できる。 In the method for producing reformed gasoline of the present invention, the concentration of aromatic hydrocarbons in the first composition obtained in the first step is smaller than the concentration of aromatic hydrocarbons in the feedstock, It is preferable that the content concentration of the aromatic hydrocarbon in the third composition obtained in the second step is 50% by mass or more. In this case, since the octane number of the third composition is sufficiently high, the reformed gasoline obtained from the third composition can be used as an excellent gasoline base material.
本発明の改質ガソリンの製造方法において、上記第3の組成物の一部を上記原料油中にリサイクルすることができる。この場合、改質反応で生成した芳香族炭化水素の一部を第1の工程で第2の組成物に含有させて分離回収することができ、第2の組成物から化学品原料として有用な芳香族炭化水素を併産することもできる。 In the method for producing reformed gasoline of the present invention, a part of the third composition can be recycled into the feedstock. In this case, a part of the aromatic hydrocarbon generated by the reforming reaction can be separated and recovered in the second composition in the first step, and useful as a chemical raw material from the second composition. Aromatic hydrocarbons can also be co-produced.
本発明の改質ガソリンの製造方法は、上記第2の組成物及び上記第3の組成物の混合物を、第4の組成物と、該第4の組成物よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第5の組成物とに分離する第3の工程を更に備えることができる。この場合、第5の組成物中の芳香族炭化水素の濃度を更に高めることができ、化学品原料として有用な芳香族炭化水素として回収することができる。また、第4の組成物を高オクタン価のガソリン基材とすることもできる。 The method for producing reformed gasoline of the present invention comprises a mixture of the second composition and the third composition, a fourth composition, and an aromatic hydrocarbon content concentration higher than that of the fourth composition. A third step of separating into a fifth composition having a larger value can be further provided. In this case, the concentration of the aromatic hydrocarbon in the fifth composition can be further increased, and it can be recovered as an aromatic hydrocarbon useful as a chemical raw material. The fourth composition can also be a high octane gasoline base.
上記第3の工程において、蒸留分離、抽出分離、膜分離及び吸着分離のうちの一種以上の分離操作によって上記第4の組成物及び上記第5の組成物を得てもよい。 In the third step, the fourth composition and the fifth composition may be obtained by one or more separation operations of distillation separation, extraction separation, membrane separation, and adsorption separation.
本発明は、改質ガソリンを効率よく得ることを可能とする改質ガソリンの製造方法を提供することができる。係る方法により得られる改質ガソリンは高オクタン価のガソリン基材及び/又は化学品原料として有用な芳香族炭化水素として利用することができる。本発明の改質ガソリンの製造方法は、改質反応が効率化されることで、芳香族炭化水素を分離回収するとともに、高オクタン価のガソリン基材を高効率で得ることができるガソリン基材及び芳香族炭化水素の併産方法として利用することができる。 The present invention can provide a method for producing reformed gasoline that makes it possible to efficiently obtain reformed gasoline. The reformed gasoline obtained by such a method can be used as a high-octane gasoline base and / or an aromatic hydrocarbon useful as a chemical raw material. The method for producing a reformed gasoline of the present invention includes a gasoline base material capable of separating and recovering aromatic hydrocarbons and obtaining a high octane number gasoline base material with high efficiency by improving the efficiency of the reforming reaction. It can be used as a method for co-producing aromatic hydrocarbons.
図1は、本実施形態に係る改質ガソリンの製造方法が実施される製造システムの一実施形態を示す。図1に示す製造システム100は、原油を供給するライン1に接続され、原油を蒸留することができる常圧蒸留装置2と、常圧蒸留装置2からの原料油を供給するライン3に接続され、原料油を第1の組成物と第2の組成物とに分離するための分離部10と、分離部10から得られる第1の組成物を含む改質原料油を改質処理するための改質部20と、を備えている。分離部10には、取り出した第1の組成物を改質部に供給するライン5と、第2の組成物を取り出すライン4が接続されている。また、製造システム100においては、必要に応じて、分離部10から取り出された第2の組成物や改質部20から得られた第3の組成物に所定の処理を行うことができる処理部30が設けられている。
FIG. 1 shows an embodiment of a production system in which the method for producing reformed gasoline according to this embodiment is implemented. A
製造システム100を用いた本実施形態の改質ガソリンの製造方法により、ガソリン基材及び芳香族炭化水素を製造する方法について説明する。
A method for producing a gasoline base material and aromatic hydrocarbons by the method for producing reformed gasoline of this embodiment using the
本実施形態の改質ガソリンの製造方法は、炭素数6〜10である炭化水素を含み、芳香族炭化水素の含有濃度が1〜30質量%である原料油を、第1の組成物と、該第1の組成物よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第2の組成物とに分離する第1の工程S1と、第1の組成物を含む改質原料油を接触改質して、改質原料油よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第3の組成物を得る第2の工程S2と、を備える。 The method for producing the reformed gasoline of the present embodiment includes a first oil composition containing a hydrocarbon having 6 to 10 carbon atoms and a content concentration of aromatic hydrocarbon of 1 to 30% by mass, A first step S1 for separating the first composition into a second composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the first composition, and catalytic reforming of the reformed feedstock containing the first composition; And a second step S2 for obtaining a third composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the reforming feedstock.
原料油としては、例えば、接触分解ガソリン(CCG)、直留ナフサ(特には重質ナフサ:HSR)等が挙げられる。 Examples of the feed oil include catalytic cracking gasoline (CCG), straight-run naphtha (particularly heavy naphtha: HSR), and the like.
重質ナフサとしては、図1に示されるように、原油を常圧蒸留装置2にかけて得られる直留ナフサに由来する留分を用いることができる。例えば、直留ナフサの重質分を脱硫したもの、又は直留ナフサを脱硫し、分留して得られたものを用いることができる。また、原油を常圧蒸留装置にかけて得られる重質ナフサに相当する留分を脱硫したものを用いることができる。上記の脱硫は、例えば、図1に示されていないが、常圧蒸留装置2の後段に公知の脱硫装置を設けて、常圧蒸留で得られる直留ナフサ留分に対して行うことができる。脱硫方法としては、例えば、直留ナフサを、水素存在下、反応温度280〜350℃、水素分圧が0.5〜10MPaG、LHSVが1.0〜8.0h−1、水素/油比が10〜150NL/Lで水素化精製触媒と接触させる方法が挙げられる。
As the heavy naphtha, as shown in FIG. 1, a fraction derived from straight-run naphtha obtained by applying crude oil to an
水素化精製触媒としては、アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナなどの無機多孔質酸化物担体に元素周期表第6族の元素と第9族または第10族の元素を担持した触媒を用いることができる。元素周期表第6族の元素としてはモリブデン、タングステンを用いることができる。第9族の元素としてはコバルトを用いることができる。第10族の元素としてはニッケルを用いることができる。
As the hydrorefining catalyst, a catalyst in which an element of Group 6 of the periodic table and an element of
本実施形態においては、5%留出温度が75〜115℃であり、95%留出温度が120〜170℃である脱硫直留重質ナフサを用いることが好ましく、5%留出温度が85〜110℃、特には95〜105℃であり、95%留出温度が125〜160℃、特には135〜150℃である脱硫直留重質ナフサを用いることがより好ましい。5%留出温度が75℃以上であると、炭素数6以上のナフサが多く含まれるようになり、接触改質装置において効率的に接触改質を行うことができる。95%留出温度が120℃以上であると、原料ナフサ留分に含まれるナフテン分の割合が多くなり、接触改質装置において効率的に接触改質を行うことができる。一方、95%留出温度が170℃以下であると、改質反応触媒に悪影響を及ぼす硫黄分や窒素分が含まれる恐れが少ない。 In the present embodiment, it is preferable to use a desulfurized straight-run heavy naphtha having a 5% distillation temperature of 75 to 115 ° C and a 95% distillation temperature of 120 to 170 ° C, and a 5% distillation temperature of 85. It is more preferable to use a desulfurized straight-run heavy naphtha having a temperature of ˜110 ° C., particularly 95 to 105 ° C., and a 95% distillation temperature of 125 to 160 ° C., particularly 135 to 150 ° C. When the 5% distillation temperature is 75 ° C. or higher, a large amount of naphtha having 6 or more carbon atoms is contained, and the catalytic reforming can be performed efficiently in the catalytic reforming apparatus. When the 95% distillation temperature is 120 ° C. or higher, the proportion of naphthene contained in the raw material naphtha fraction increases, and catalytic reforming can be carried out efficiently in the catalytic reforming apparatus. On the other hand, when the 95% distillation temperature is 170 ° C. or lower, there is little risk of containing sulfur or nitrogen that adversely affects the reforming reaction catalyst.
接触分解ガソリンとしては、得られるプロセス(接触分解装置、接触分解用原料油、接触分解触媒、運転条件など)については特に限定されず、公知の任意の製造工程で得られる接触分解ガソリンを用いることができる。接触分解装置は、無定形シリカアルミナ、ゼオライトなどの触媒を使用して、軽油から減圧軽油までの石油留分の他、重油間接脱硫装置から得られる間脱軽油、重油直接脱硫装置から得られる直脱重油、常圧残さ油などを接触分解して高オクタン価ガソリン基材を得る装置である。例えば、非特許文献1に記載のあるUOP接触分解法、フレキシクラッキング法、ウルトラ・オルソフロー法、テキサコ流動接触分解法などの流動接触分解法、RCC法、HOC法などの残油流動接触分解法などのプロセスが知られている。 The catalytic cracking gasoline is not particularly limited with respect to the obtained process (catalytic cracking device, catalytic cracking feedstock, catalytic cracking catalyst, operating conditions, etc.), and catalytic cracking gasoline obtained in any known production process should be used. Can do. The catalytic cracking unit uses a catalyst such as amorphous silica alumina, zeolite, etc., in addition to petroleum fractions from light oil to vacuum gas oil, while being obtained from heavy oil indirect desulfurization equipment, it can be obtained directly from delight oil or heavy oil direct desulfurization equipment. It is a device that obtains a high octane gasoline base material by catalytic cracking of de-heavy oil, atmospheric residue oil, etc. For example, UOP catalytic cracking method described in Non-Patent Document 1, flexi cracking method, ultra-orthoflow method, fluid catalytic cracking method such as Texaco fluid catalytic cracking method, residual oil fluid catalytic cracking method such as RCC method and HOC method Such processes are known.
図1に示す製造システム100においては、常圧蒸留装置2に接続された蒸留塔12と流動接触分解装置14とにより得られる接触分解ガソリンをライン15から分離部10に供給することができる。
In the
接触分解ガソリンとしては、沸点範囲が30〜100℃程度の軽質接触分解ガソリン、又は沸点範囲が100〜200℃程度の重質接触分解ガソリンを用いることができる。 As the catalytic cracking gasoline, a light catalytic cracking gasoline having a boiling range of about 30 to 100 ° C. or a heavy catalytic cracking gasoline having a boiling range of about 100 to 200 ° C. can be used.
本実施形態においては、5%留出温度が80℃以上、95%留出温度が180℃以下である接触分解ガソリンを用いることが好ましく、5%留出温度が90℃以上、特には95℃以上、95%留出温度が160℃以下、特には150℃以下である接触分解ガソリンを用いることがより好ましい。5%留出温度が80℃以上であると、炭素数6以上の炭化水素が多く含まれるようになり、接触改質装置において効率的に接触改質を行うことができる。一方、95%留出温度が180℃以下であると、改質反応触媒に悪影響を及ぼす硫黄分や窒素分が含まれる恐れが少ない。 In the present embodiment, it is preferable to use catalytic cracking gasoline having a 5% distillation temperature of 80 ° C or higher and a 95% distillation temperature of 180 ° C or lower, and a 5% distillation temperature of 90 ° C or higher, particularly 95 ° C. As described above, it is more preferable to use catalytic cracking gasoline having a 95% distillation temperature of 160 ° C. or lower, particularly 150 ° C. or lower. When the 5% distillation temperature is 80 ° C. or higher, a large amount of hydrocarbons having 6 or more carbon atoms is contained, and the catalytic reforming can be carried out efficiently in the catalytic reforming apparatus. On the other hand, when the 95% distillation temperature is 180 ° C. or lower, there is little fear of containing sulfur or nitrogen that adversely affects the reforming reaction catalyst.
本実施形態においては、接触分解ガソリンを更に水素化処理して得られる硫黄分1ppm以下の精製ナフサ留分を用いることができる。水素化処理としては、接触分解ガソリン留分を、水素存在下、反応温度280〜350℃、水素分圧が0.5〜10MPaG、LHSVが1.0〜8.0h−1、水素/油比が10〜150NL/Lで水素化精製触媒と接触させる方法が挙げられる。水素化精製触媒としては、アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナなどの無機多孔質酸化物担体に元素周期表第6族の元素と第9族または第10族の元素を担持した触媒を用いることができる。元素周期表第6族の元素としてはモリブデン、タングステンを用いることができる。第9族の元素としてはコバルトを用いることができる。第10族の元素としてはニッケルを用いることができる。
In the present embodiment, a purified naphtha fraction having a sulfur content of 1 ppm or less obtained by further hydrotreating catalytically cracked gasoline can be used. As the hydrotreating, a catalytic cracking gasoline fraction was subjected to a reaction temperature of 280 to 350 ° C., a hydrogen partial pressure of 0.5 to 10 MPaG, an LHSV of 1.0 to 8.0 h-1, a hydrogen / oil ratio in the presence of hydrogen. May be brought into contact with the hydrorefining catalyst at 10 to 150 NL / L. As the hydrorefining catalyst, a catalyst in which an element of Group 6 of the periodic table and an element of
原料油は、芳香族炭化水素の含有濃度が1〜30質量%、好ましくは5〜30質量%、より好ましくは10〜25質量%、更に好ましくは15〜25質量%であるものが好ましい。 The feed oil preferably has an aromatic hydrocarbon content concentration of 1 to 30% by mass, preferably 5 to 30% by mass, more preferably 10 to 25% by mass, and still more preferably 15 to 25% by mass.
原料油は、硫黄分が、好ましくは5質量ppm以下、より好ましくは1質量ppm以下、さらに好ましくは0.5質量ppm以下であることが好ましい。硫黄分とは、硫黄原子を含有する化合物の硫黄の質量を意味する。なお、本願明細書において、硫黄分の測定方法はJIS K2541−2 原油及び石油製品−硫黄分試験方法 第2部:微量電量滴定式酸化法とする。 The feedstock oil preferably has a sulfur content of preferably 5 mass ppm or less, more preferably 1 mass ppm or less, and even more preferably 0.5 mass ppm or less. The sulfur content means the mass of sulfur of a compound containing a sulfur atom. In addition, in this specification, the measuring method of sulfur content shall be JIS K2541-2 crude oil and petroleum products-sulfur content test method Part 2: Microcoulometric titration oxidation method.
分離部10としては、蒸留分離、抽出分離、膜分離及び吸着分離のうちの一種以上の分離操作を行うことができるものを用いることができる。
As the
本実施形態においては、工程を簡素化できるとともに、省エネルギーであるという点から、分離部10が膜分離であることが好ましい。この場合の膜分離は、吸着分離のように吸着物を脱着する操作が不要であるものが好ましい。
In the present embodiment, it is preferable that the
分離部10で膜分離を行う際の膜としては、芳香族炭化水素を選択的に透過させることができる膜が望ましい。この分離膜は、吸着力の大きい分子を選択的に吸着して、吸着力の大きい分子は透過し、吸着力の小さい分子は吸着した分子に阻害されて透過しない。芳香族炭化水素は芳香環のπ原子に起因する吸着力が大きいため、選択的に分離できる。このように分離膜と分子との吸着力により分子を分離する分離膜は化学的性質により分離を行うため、芳香族炭化水素のような分子の最小径が大きい分子でも透過できる特徴がある。好ましい分離膜としては、ゼオライト膜が挙げられる。
A membrane that can selectively permeate aromatic hydrocarbons is desirable as a membrane for performing membrane separation in the
上記の無機膜は、多孔質支持体の表面あるいは細孔内部に膜素材が形成されたものを用いることができる。また、多孔質支持体は、膜の合成温度等の製造時の環境、膜の使用温度やその他の使用状況に応じて、物性的に機械的強度が高いものを適宜選択することができる。耐熱性、耐酸性等の観点からセラミックスの多孔質支持体が好ましく、アルミナの多孔質支持体がより好ましく、α−アルミナの多孔質支持体が更に好ましい。 As the inorganic film, a film in which a film material is formed on the surface of the porous support or inside the pores can be used. In addition, a porous support having a high mechanical strength can be appropriately selected according to the production environment such as the synthesis temperature of the membrane, the use temperature of the membrane, and other use situations. From the viewpoint of heat resistance and acid resistance, a ceramic porous support is preferable, an alumina porous support is more preferable, and an α-alumina porous support is more preferable.
ゼオライト膜を構成するゼオライトとしては、現在公知の合成ゼオライトを適用することができる。例えば、小野嘉夫・八嶋建明編「ゼオライトの科学と工学」講談社サイエンティフィック(2000年7月10日発行)に記載されたゼオライトを適用することができる。具体的には、A型ゼオライト(LTA)、フォージャサイト型ゼオライト(FAU)、モルデナイト型ゼオライト(MOR)、ZSM−5型ゼオライト(MFI)を挙げることができる。好ましくは、フォージャサイト型ゼオライトであり、フォージャサイト型ゼオライトとしては、X型ゼオライト、Y型ゼオライトが挙げられる。 As a zeolite constituting the zeolite membrane, a currently known synthetic zeolite can be applied. For example, the zeolite described in Yoshio Ono and Kenaki Yajima "Zeolite Science and Engineering" Kodansha Scientific (issued July 10, 2000) can be applied. Specific examples include A type zeolite (LTA), faujasite type zeolite (FAU), mordenite type zeolite (MOR), and ZSM-5 type zeolite (MFI). Preferably, it is a faujasite type zeolite, and examples of the faujasite type zeolite include X type zeolite and Y type zeolite.
ゼオライト膜は、芳香族炭化水素との吸着力が大きいこと、及びゼオライトのミクロ細孔径が大きいことの点から、FAU型ゼオライト膜であってよい。FAU型ゼオライト膜は、FAU型ゼオライトにより構成される分離膜である。FAU型ゼオライトとしては、X型ゼオライト(Si/Al比が1.0〜1.5)、Y型ゼオライト(Si/Al比が1.5以上)が挙げられる。Y型ゼオライトのSi/Al比の上限は限定されないが、好ましくは11以下、さらに好ましくは6以下、特に好ましくは3以下である。また、FAU型ゼオライトは、Si及びAl以外の金属元素を含むものであってよい。当該金属元素としては、Li、Na、K、Ca、Mg、Ba、Ni、Ag、Cu、Pdが挙げられ、これらのうちアルカリ金属(Li、Na及びK)が好ましい。 The zeolite membrane may be a FAU-type zeolite membrane because it has a large adsorptive power with aromatic hydrocarbons and a large micropore diameter of zeolite. The FAU type zeolite membrane is a separation membrane composed of FAU type zeolite. Examples of the FAU type zeolite include X type zeolite (Si / Al ratio is 1.0 to 1.5) and Y type zeolite (Si / Al ratio is 1.5 or more). The upper limit of the Si / Al ratio of the Y-type zeolite is not limited, but is preferably 11 or less, more preferably 6 or less, and particularly preferably 3 or less. Further, the FAU-type zeolite may contain a metal element other than Si and Al. Examples of the metal element include Li, Na, K, Ca, Mg, Ba, Ni, Ag, Cu, and Pd. Among these, alkali metals (Li, Na, and K) are preferable.
ゼオライト膜の合成には、主として水熱合成を用いることができる。水熱合成に際して、各種出発物質及びその配合量を選択し、さらに、水熱条件を選択することにより、各種ゼオライトが合成される。多孔質支持体表面へのゼオライト膜の合成に先立って、多孔質支持体表面側の孔部を含む表面上にゼオライト粒子を担持させることが好ましい。このようにゼオライトの粒子を担持させるには、多孔質支持体表面をゼオライト粒子を用い乾式で研磨する方法、ゼオライト粒子を分散媒中に分散させた懸濁液に浸漬する浸漬法、ディップコーティング法、ゼオライト粒子を分散媒中に分散させた懸濁液を支持体表面に刷毛塗りする方法などが挙げられる。担持させるゼオライト粒子としては、X型ゼオライト及び/又はY型ゼオライトを主成分とするものが挙げられる。 Hydrothermal synthesis can be mainly used for the synthesis of the zeolite membrane. In the hydrothermal synthesis, various starting materials and blending amounts thereof are selected, and further, hydrothermal conditions are selected, whereby various zeolites are synthesized. Prior to the synthesis of the zeolite membrane on the surface of the porous support, it is preferable to support the zeolite particles on the surface including the pores on the surface of the porous support. In order to support zeolite particles in this manner, the surface of the porous support is polished by dry using zeolite particles, the immersion method in which the zeolite particles are dispersed in a dispersion medium, and the dip coating method. And a method in which a suspension in which zeolite particles are dispersed in a dispersion medium is brush-coated on the surface of the support. Examples of the zeolite particles to be supported include those having X-type zeolite and / or Y-type zeolite as a main component.
このようにしてゼオライト粒子を多孔質支持体表面上に担持させた上でゼオライト膜を水熱合成すると、ゼオライトの多結晶膜の合成のための種結晶となるゼオライト粒子が、緻密に多孔質基材の表面上に存在することができる。この結果、合成される多結晶も、これらの種結晶の存在状態に応じて、基材上に緻密に合成される。このため、ピンホールや、結晶間隙が形成されにくく、多孔質支持体表面が、連続した多結晶膜で覆われた状態が形成される。 When the zeolite membrane is hydrothermally synthesized with the zeolite particles supported on the surface of the porous support in this manner, the zeolite particles that become seed crystals for the synthesis of the polycrystalline zeolite membrane are densely packed into the porous group. It can be present on the surface of the material. As a result, the synthesized polycrystal is also densely synthesized on the base material according to the presence state of these seed crystals. For this reason, pinholes and crystal gaps are hardly formed, and a state in which the surface of the porous support is covered with a continuous polycrystalline film is formed.
分離膜の形状は特に限定されず、例えば平膜状、筒状、円筒状、中空糸状、モノリス状、ハニカム状、スパイラル状等であってよい。また、上記膜の厚みは、特に限定されないが、透過性を向上させるため、膜厚を1〜100μm程度の範囲に設定することができる。 The shape of the separation membrane is not particularly limited, and may be, for example, a flat membrane shape, a cylindrical shape, a cylindrical shape, a hollow fiber shape, a monolith shape, a honeycomb shape, a spiral shape, or the like. The thickness of the film is not particularly limited, but the film thickness can be set in the range of about 1 to 100 μm in order to improve the permeability.
上記無機膜は、非芳香族炭化水素に対する芳香族炭化水素の分離係数が2以上であることが好ましく、10以上であることがより好ましく、100以上であることが更に好ましい。 The inorganic membrane preferably has an aromatic hydrocarbon separation factor of 2 or more, more preferably 10 or more, and still more preferably 100 or more, with respect to non-aromatic hydrocarbons.
本明細書において無機膜の成分Aの成分Bに対する分離係数とは、下記式で定義される供給側の成分A(モル%)と成分B(モル%)との比に対する透過側の成分A(モル%)と成分B(モル%)との比の値をいう。
成分Aの成分Bに対する分離係数=(Pa/Pb)/(Fa/Fb)
Pa:透過側の成分Aのmol濃度、Pb:透過側の成分Bのmol濃度、Fa:供給側の成分Aのmol濃度、Fb:供給側の成分Bのmol濃度
In this specification, the separation coefficient of component A of inorganic membrane with respect to component B is the permeation-side component A (the ratio of the supply-side component A (mol%) and the component B (mol%) defined by the following formula: Mol%) and the value of the ratio of component B (mol%).
Separation coefficient of component A with respect to component B = (Pa / Pb) / (Fa / Fb)
Pa: mol concentration of component A on the transmission side, Pb: mol concentration of component B on the transmission side, Fa: mol concentration of component A on the supply side, Fb: mol concentration of component B on the supply side
膜分離の手段としては、公知の膜分離器を使用することができる。例えば、管状の支持体の外周に分離膜が形成されている膜分離器の場合、膜分離器の外側一端から原料油を導入し、他端から非透過成分を取り出し、支持体の内部から透過成分を取り出すことができる。 As a means for membrane separation, a known membrane separator can be used. For example, in the case of a membrane separator in which a separation membrane is formed on the outer periphery of a tubular support, feed oil is introduced from one end on the outside of the membrane separator, a non-permeate component is taken out from the other end, and permeated from the inside of the support. Ingredients can be removed.
膜による分離操作は、供給側と透過側の両側とも気相である蒸気透過法(vapor permeation)、供給側が液相で透過側が気相である浸透気化法(pervaporation)、供給側と透過側の両側とも液相である液相法の何れの方法を採用してもよい。本実施形態においては、物質の透過流速は供給側と透過側の物質の分圧差に比例するため、供給側の分圧を高めやすいという観点から、蒸気透過法が好ましい。 Membrane separation operations include vapor permeation, which is in the gas phase on both the supply and permeation sides, pervaporation, where the supply side is in the liquid phase and the permeation side is in the gas phase, and on the supply and permeation sides. Any method of a liquid phase method in which both sides are in a liquid phase may be adopted. In this embodiment, since the permeation flow rate of the substance is proportional to the partial pressure difference between the substance on the supply side and the permeation side, the vapor permeation method is preferable from the viewpoint of easily increasing the partial pressure on the supply side.
分離操作温度は特に限定されるものではないが、透過速度と分離係数から適した温度を設定することができ、70〜500℃が好ましい。膜分離を行うには、非透過側(原料側)の透過物質の分圧が透過側の透過物質の分圧よりも高いことが必要である。このため、公知の方法により、(a)非透過側の圧力を大気圧よりも高める、(b)透過側の圧力を大気圧よりも低める、(c)透過側にスイープガス(キャリアガスともいう)を流すことにより透過側の透過物質の分圧を下げる、ことにより、膜分離を行うことができる。上記の(a)〜(c)の操作は2種以上を併用してもよい。非透過側及び透過側のそれぞれの圧力は、特に限定されるものではないが、透過速度と分離係数から適した範囲を設定することができ、例えば、非透過側の絶対圧として101〜2100kPa、透過側の絶対圧として101kPa未満を設定することができる。 Although the separation operation temperature is not particularly limited, a suitable temperature can be set from the permeation rate and the separation factor, and 70 to 500 ° C. is preferable. In order to perform membrane separation, it is necessary that the partial pressure of the permeation substance on the non-permeation side (raw material side) is higher than the partial pressure of the permeation substance on the permeation side. For this reason, by a known method, (a) the pressure on the non-permeation side is increased from the atmospheric pressure, (b) the pressure on the permeation side is decreased from the atmospheric pressure, and (c) a sweep gas (also referred to as carrier gas) on the permeation side. ) To lower the partial pressure of the permeate on the permeate side, whereby membrane separation can be performed. Two or more kinds of the operations (a) to (c) may be used in combination. The pressure on each of the non-permeation side and the permeation side is not particularly limited, but a suitable range can be set from the permeation speed and the separation factor. For example, the absolute pressure on the non-transmission side is 101 to 2100 kPa, The absolute pressure on the transmission side can be set to less than 101 kPa.
抽出分離としては、溶剤抽出プロセスや抽出蒸留プロセスが挙げられるが、装置や条件は特に限定されるものでなく、公知の任意のプロセスを採用することができる。溶剤抽出プロセスでは、多数の成分からなる混合液体に溶剤を混合し、溶剤に対する溶解度の差を利用して分離するプロセスである。用いる溶剤としては、例えばスルホラン、ジメチルスルホキシド、N−メチル−2−ピロリドンなどを用いることができる。代表的なプロセスとしては、例えば非引用文献1に記載のあるSulfolaneプロセス、Arosolvanプロセスなどが挙げられる。抽出蒸留プロセスでは、抽出蒸留塔で原料と溶剤が接触し、芳香族炭化水素は溶剤に抽出されて塔底留分となり、同時に非芳香族は蒸留により塔頂留分として分離される。用いる溶剤としては、上記の溶剤抽出プロセスと同様の溶剤を用いることができ、代表的なプロセスとしては、例えば非引用文献1に記載のあるDistapexプロセス、Morphylaneプロセスなどが挙げられる。 Examples of the extraction separation include a solvent extraction process and an extractive distillation process, but the apparatus and conditions are not particularly limited, and any known process can be employed. The solvent extraction process is a process in which a solvent is mixed with a mixed liquid composed of a large number of components and separated using the difference in solubility with respect to the solvent. As the solvent to be used, for example, sulfolane, dimethyl sulfoxide, N-methyl-2-pyrrolidone and the like can be used. As typical processes, there are, for example, the Sulfolane process and the Arosolvan process described in Non-cited Document 1. In the extractive distillation process, the raw material and the solvent come into contact with each other in the extractive distillation column, and aromatic hydrocarbons are extracted into the solvent to form a bottom fraction, and at the same time, non-aromatics are separated as a top fraction by distillation. As the solvent to be used, the same solvent as the above solvent extraction process can be used, and typical processes include, for example, the Distapex process and the Morphylane process described in Non-cited Document 1.
吸着分離としては、装置や条件は特に限定されるものでなく、公知の任意のプロセスを採用することができる。吸着分離プロセスは、多数の成分からなる混合物を吸着層へ導入し、吸着剤に対する親和性の差を利用して分離するプロセスである。用いる吸着剤としては、モレキュラーシーブなどを用いることができ、代表的なプロセスとしては、例えば非引用文献1に記載のあるParexプロセス、Aromaxプロセスなどが挙げられる。 For adsorption separation, the apparatus and conditions are not particularly limited, and any known process can be employed. The adsorption separation process is a process in which a mixture composed of a large number of components is introduced into an adsorption layer and separated using the difference in affinity for the adsorbent. As the adsorbent to be used, molecular sieve or the like can be used, and typical processes include, for example, Parex process and Aromax process described in Non-cited Document 1.
本実施形態においては、上記第1の工程で得られる上記第1の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が、原料油における芳香族炭化水素の含有濃度よりも低下していればよいが、上記第2の工程における反応効率をより向上させる観点から、好ましくは10質量%以下、より好ましくは5質量%以下となるように原料油を分離することが好ましい。特に原料油における芳香族炭化水素の含有濃度が10質量%を超える場合に、第1の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が上記範囲となるように原料油を分離することが好ましい。 In the present embodiment, the aromatic hydrocarbon content concentration in the first composition obtained in the first step should be lower than the aromatic hydrocarbon content concentration in the feedstock, From the viewpoint of further improving the reaction efficiency in the second step, it is preferable to separate the raw oil so that the amount is preferably 10% by mass or less, more preferably 5% by mass or less. In particular, when the aromatic hydrocarbon content concentration in the raw material oil exceeds 10% by mass, the raw material oil is preferably separated so that the aromatic hydrocarbon content concentration in the first composition falls within the above range.
また、上記第1の工程で得られる上記第2の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度は、70質量%以上が好ましく、90質量%以上がより好ましい。 Further, the content concentration of the aromatic hydrocarbon in the second composition obtained in the first step is preferably 70% by mass or more, and more preferably 90% by mass or more.
本実施形態においては、上記第3の組成物の一部をライン18を介して上記原料油中にリサイクルすることができる。この場合、改質反応で生成した芳香族炭化水素の一部についても、第1の工程(分離部10)で分離回収することができる。本実施形態においては、上記第2の組成物をライン4を介して回収することができる。
In the present embodiment, a part of the third composition can be recycled into the raw material oil via the
改質部20では、上記第1の組成物を含む改質原料油の接触改質が行われる。接触改質を行う接触改質装置、運転条件は特に限定されるものでなく、公知の任意の製造装置、運転条件を採用することができる。接触改質装置は、白金アルミナ触媒や白金にレニウム、ゲルマニウム、すず、イリジウムなどの第二の金属を添加したバイメタリックアルミナ触媒などを備えるものが挙げられる。このような装置としては、例えば、沸点範囲80〜180℃程度の脱硫された脱硫直留重質ナフサを処理して高オクタン価ガソリン基材であるリフォーメートやベンゼン、トルエン、キシレンなどの芳香族炭化水素を得るために広く用いられている装置を用いることができる。例えば非特許文献1に記載のあるUOPプラットフォーミングプロセス、レニフォーミングプロセス、EREパワーフォーミングプロセス、マグナフォーミングプロセスなどがある。
In the reforming
反応温度は、好ましくは400〜600℃であり、より好ましくは450〜550℃である。LHSV(液空間速度)は、好ましくは0.5〜5h−1、より好ましくは1〜2h−1である。反応圧力は好ましくは0.1〜2MPaであり、より好ましくは0.2〜1.5MPaである。水素/油比(モル比)は好ましくは0.5〜10であり、より好ましくは1〜5である。 The reaction temperature is preferably 400 to 600 ° C, more preferably 450 to 550 ° C. LHSV (liquid hourly space velocity) is preferably 0.5 to 5h-1, more preferably 1 to 2h-1. The reaction pressure is preferably 0.1 to 2 MPa, more preferably 0.2 to 1.5 MPa. The hydrogen / oil ratio (molar ratio) is preferably 0.5 to 10, more preferably 1 to 5.
本実施形態においては、得られる改質ガソリンを優れたガソリン基材として適用できるという観点から、上記第2の工程で得られる上記第3の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が50質量%以上となることが好ましく、70質量%以上となることがより好ましく、80質量%以上となることが特に好ましい。 In the present embodiment, from the viewpoint that the obtained reformed gasoline can be applied as an excellent gasoline base material, the aromatic hydrocarbon content concentration in the third composition obtained in the second step is 50% by mass. Preferably, it becomes 70% by mass or more, more preferably 80% by mass or more.
本実施形態においては、上記原料油の一部、又は沸点が30℃以上200℃以下であり、芳香族炭化水素の含有濃度が1〜30質量%である他の原料油を、上記改質原料油に含有させることができる。例えば、図1に示される製造システム100においては、ライン17を介して原料油の一部を改質原料油に含有させることができる。また、他の原料油を含有させる場合、ライン16を介して上述した接触分解ガソリンを改質原料油に含有させることができる。
In the present embodiment, a part of the raw material oil, or another raw material oil having a boiling point of 30 ° C. or higher and 200 ° C. or lower and an aromatic hydrocarbon content concentration of 1 to 30% by mass is used as the reforming raw material. It can be contained in oil. For example, in the
改質部20を経て改質ガソリンを得ることができるが、本実施形態においては、ガソリン基材と芳香族炭化水素とを併産する観点から、上記第2の組成物及び上記第3の組成物の混合物を、第4の組成物と、該第4の組成物よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第5の組成物とに分離する第3の工程を更に備えることができる。この場合、図1に示される処理部30を、上記工程を実施する分離部として用いることができ、第4の組成物及び第5の組成物はそれぞれライン7及び8から取り出すことができる。第4の組成物は、ガソリン基材として得ることができ、第5の組成物は、化学品の原料として有用な芳香族炭化水素として得ることができる。第2の組成物はライン4(破線)を介して第3の組成物と混合することができる。
The reformed gasoline can be obtained through the reforming
分離部は、上述した分離部10と同様の構成とすることができるが、蒸留による分離であってもよい。
The separation unit can have the same configuration as the
本実施形態においては、上記第5の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が90質量%以上となることが好ましく、95質量%以上となることがより好ましい。 In the present embodiment, the aromatic hydrocarbon content in the fifth composition is preferably 90% by mass or more, and more preferably 95% by mass or more.
本実施形態に係る方法により得られるガソリン基材は、硫黄分が5質量ppm以下であり、好ましくは1質量ppm以下、さらに好ましくは0.5質量ppm以下、特に好ましくは0.1質量ppm以下であることが好ましい。硫黄分が5質量ppm以下であると、他のガソリン基材と混合してガソリン組成物を製造する際のフレキシビリティを維持しやすくなる。また、ガソリン基材の窒素分は1質量ppm以下が好ましく、さらには0.5質量ppm以下である。ガソリン基材のRONは、100以上が好ましく、102以上がより好ましく、104以上が更に好ましい。RONが100以上であると、他のガソリン基材と混合してガソリン組成物を製造する際のフレキシビリティを維持しやすくなる。 The gasoline base material obtained by the method according to this embodiment has a sulfur content of 5 ppm by mass or less, preferably 1 ppm by mass or less, more preferably 0.5 ppm by mass or less, and particularly preferably 0.1 ppm by mass or less. It is preferable that When the sulfur content is 5 mass ppm or less, it is easy to maintain flexibility when producing a gasoline composition by mixing with other gasoline base materials. Further, the nitrogen content of the gasoline base is preferably 1 ppm by mass or less, and more preferably 0.5 ppm by mass or less. The RON of the gasoline base material is preferably 100 or more, more preferably 102 or more, and still more preferably 104 or more. When RON is 100 or more, it becomes easy to maintain the flexibility when producing a gasoline composition by mixing with other gasoline base materials.
本実施形態に係る方法により得られる芳香族炭化水素は、窒素分は1質量ppm以下が好ましく、さらには0.5質量ppm以下である。窒素分が1質量ppm以下であると、より高付加価値な芳香族炭化水素を得るプロセスにおいて悪影響をおよぼす可能性が少なくなる。 The aromatic hydrocarbon obtained by the method according to this embodiment preferably has a nitrogen content of 1 mass ppm or less, and more preferably 0.5 mass ppm or less. When the nitrogen content is 1 mass ppm or less, the possibility of adverse effects in the process of obtaining higher-value-added aromatic hydrocarbons is reduced.
以下、実施例により本発明をさらに具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。 EXAMPLES Hereinafter, although an Example demonstrates this invention further more concretely, this invention is not limited to a following example.
[分離膜の分離能の評価]
(膜分離装置)
図2に示す膜分離装置を作製し、これを用いて分離膜の分離能を評価した。図2の装置は、分離膜55を収容できる膜分離セル54と、膜分離セル54に予熱器を有する供給ライン53を介して原料を供給する供給タンク50a及びポンプ50bから構成される原料供給部51と、膜分離セル54に接続され、透過成分のスイープガスを供給する供給ボンベ52と、膜分離セル54を加熱するための加熱器56と、膜分離セル54から非透過成分を取り出すための非透過ガスライン57と、膜分離セル54から透過成分を取り出すための透過ガスライン58とを備える。
[Evaluation of separation performance of separation membrane]
(Membrane separator)
The membrane separation apparatus shown in FIG. 2 was prepared, and the separation ability of the separation membrane was evaluated using this device. The apparatus shown in FIG. 2 includes a
この装置では、原料を、予熱器を有する供給ライン53によって気化させながら膜分離セル54に供給することができる。また、非透過ガスライン57及び透過ガスライン58から得られる成分はそれぞれ液体窒素により冷却した回収タンクで捕集することができ、ガスクロマトグラフにて分析される。
In this apparatus, the raw material can be supplied to the
(分離膜)
多孔質のアルミナからなるチューブ状の支持体(30mm×10mmφ、厚さ1mm)の外表面にゼオライト粒子をディップコートして担持し、この支持体を水ガラス、アルミン酸ナトリウム、及び脱イオン水を含む溶液に浸し、撹拌しながら60℃、24時間の水熱処理を行うことにより、膜面積0.00094m2のNaY型ゼオライト膜エレメントを作製した。このNaY型ゼオライト膜エレメントを分離膜として図2の装置に設置し、評価試験を行った。設置後の膜有効面積は0.00063m2であった。
(Separation membrane)
Zeolite particles are supported by dip coating on the outer surface of a tubular support (30 mm × 10 mmφ, thickness 1 mm) made of porous alumina, and this support is loaded with water glass, sodium aluminate, and deionized water. A NaY-type zeolite membrane element having a membrane area of 0.00094
供給原料として表1に示す組成を有する炭化水素組成物を供給タンク50aに入れ、供給ライン53によって気化させながら大気圧に保持した膜分離セル54内に0.3g/分で供給した。加熱器56によって分離膜の温度を150℃とし、キャリアガスとしてヘリウムガスを300mL/分の速度で流し、透過ガスを液体窒素により冷却した回収タンクで捕集し、これをガスクロマトグラフにて分析した。このときの非透過側の圧力は大気圧(101kPa)であり、透過側の炭化水素の分圧は0.2kPaであった。また、このときの各化合物の成分の透過率(mol・m−2・s−1・Pa−1)を表2に示す。また、このときの所定の化合物(成分A)の所定の化合物(成分B)に対する分離係数を表3に示す。なお、成分Aの成分Bに対する分離係数は、下記式で定義される供給原料中の成分A(モル%)と成分B(モル%)との比に対する透過ガス中の成分A(モル%)と成分B(モル%)との比の値から算出した。
成分Aの成分Bに対する分離係数=(Pa/Pb)/(Fa/Fb)
Pa:透過ガス中の成分Aのmol濃度
Pb:透過ガス中の成分Bのmol濃度
Fa:供給原料中の成分Aのmol濃度
Fb:供給原料中の成分Bのmol濃度
A hydrocarbon composition having the composition shown in Table 1 as a feedstock was placed in a
Separation coefficient of component A with respect to component B = (Pa / Pb) / (Fa / Fb)
Pa: mol concentration of component A in permeate gas Pb: mol concentration of component B in permeate gas Fa: mol concentration of component A in feedstock Fb: mol concentration of component B in feedstock
[改質ガソリンの製造] [Manufacture of reformed gasoline]
(実施例1)
常圧蒸留装置から得られる重質ナフサ留分と同一組成の原料ナフサA(表4)を上記分離膜に供給するシミュレーションを上記分離膜で得られた分離成績(透過率及び分離係数)に基づき行った。このとき、原料ナフサAに含まれる芳香族留分のうち90質量%に相当する量が分離された分離後ナフサBが得られた。得られた分離後ナフサBを改質原料油とし、下記の接触改質により改質生成物Cを得る反応についてシミュレーションを行った。
改質原料油の供給量:117.6ton/h
反応温度:490℃
反応圧力:0.42MPaG
LHSV:1.7h−1
水素/炭化水素モル比:1.7
Example 1
Based on the separation results (permeability and separation coefficient) obtained with the separation membrane, a simulation for supplying the raw material naphtha A (Table 4) having the same composition as the heavy naphtha fraction obtained from the atmospheric distillation apparatus to the separation membrane is performed. went. At this time, naphtha B after separation in which an amount corresponding to 90% by mass of the aromatic fraction contained in raw material naphtha A was separated was obtained. The obtained post-separation naphtha B was used as a reforming raw material oil, and a simulation was performed on the reaction to obtain the reformed product C by the following catalytic reforming.
Supply amount of reforming raw material oil: 117.6 ton / h
Reaction temperature: 490 ° C
Reaction pressure: 0.42 MPaG
LHSV: 1.7h-1
Hydrogen / hydrocarbon molar ratio: 1.7
計算により得られた分離後ナフサB、改質生成物Cの組成を表4に示す。また、原料ナフサAを改質原料油とし、上記と同様の条件で改質生成物Dを得る反応についてもシミュレーションを行った。計算結果を表4に示す。 Table 4 shows the compositions of the separated naphtha B and the modified product C obtained by calculation. In addition, a simulation was performed for a reaction in which the raw material naphtha A was used as a reformed raw material oil and the reformed product D was obtained under the same conditions as described above. Table 4 shows the calculation results.
分離後ナフサBを改質した場合の芳香族分の増加量(改質生成物中の芳香族分量−改質原料中の芳香族分量)は、67.3ton/hであり、原料ナフサAを改質した場合の57.7ton/hに比べて9.6ton/h増加した。また、分離後ナフサBを改質した場合の非芳香族分から芳香族分への転化率及び直鎖炭化水素から芳香族分への転化率はそれぞれ58.3%及び84.3%であり、原料ナフサAを改質した場合の57.6%及び83.2%よりも高くなった。 The amount of increase in aromatic content when the naphtha B is modified after separation (aromatic content in the reformed product−aromatic content in the reformed raw material) is 67.3 ton / h. It increased by 9.6 ton / h compared with 57.7 ton / h in the case of modification. In addition, when the naphtha B is reformed after separation, the conversion rate from non-aromatic component to aromatic component and the conversion rate from linear hydrocarbon to aromatic component are 58.3% and 84.3%, respectively. It was higher than 57.6% and 83.2% when the raw material naphtha A was modified.
これらの結果は、改質原料油から芳香族炭化水素を分離することにより、接触改質における反応性が向上し、生成する芳香族分の増加につながったことを示す。 These results indicate that separation of aromatic hydrocarbons from the reformed feedstock improved the reactivity in catalytic reforming, leading to an increase in the aromatic content produced.
1,3,4,5,6,7,8,11,13,15,16,17,18…ライン、2…常圧蒸留装置、10…分離部、12…蒸留塔、14…流動接触分解装置、20…改質部、30…処理部、50a…供給タンク、50b…ポンプ、51…原料供給部、52…供給ボンベ、53…供給ライン、54…膜分離セル、55…分離膜、56…加熱器、57…非透過ガスライン、58…透過ガスライン、100…製造システム。 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 11, 13, 15, 16, 17, 18 ... line, 2 ... atmospheric distillation apparatus, 10 ... separation unit, 12 ... distillation column, 14 ... fluid catalytic cracking Apparatus, 20 ... reforming unit, 30 ... processing unit, 50a ... supply tank, 50b ... pump, 51 ... raw material supply unit, 52 ... supply cylinder, 53 ... supply line, 54 ... membrane separation cell, 55 ... separation membrane, 56 ... heater, 57 ... non-permeate gas line, 58 ... permeate gas line, 100 ... production system.
Claims (6)
前記第1の組成物を含む改質原料油を接触改質して、前記改質原料油よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第3の組成物を得る第2の工程と、
を備え、
前記改質原料油が、接触分解ガソリンを含有する、改質ガソリンの製造方法。 A feedstock containing a hydrocarbon having 6 to 10 carbon atoms and having an aromatic hydrocarbon content concentration of 1 to 30% by mass is composed of a first composition and an aromatic hydrocarbon more than the first composition. A first step of separating into a second composition having a high content concentration;
A second step in which a reformed feedstock containing the first composition is contact-reformed to obtain a third composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the reformed feedstock;
With
A method for producing reformed gasoline, wherein the reformed feedstock contains catalytic cracked gasoline.
前記第1の組成物を含む改質原料油を接触改質して、前記改質原料油よりも芳香族炭化水素の含有濃度が大きい第3の組成物を得る第2の工程と、
を備え、
前記改質原料油が、前記原料油の一部を含有する、改質ガソリンの製造方法。 A feedstock containing a hydrocarbon having 6 to 10 carbon atoms and having an aromatic hydrocarbon content concentration of 1 to 30% by mass is composed of a first composition and an aromatic hydrocarbon more than the first composition. A first step of separating into a second composition having a high content concentration;
A second step in which a reformed feedstock containing the first composition is contact-reformed to obtain a third composition having a higher aromatic hydrocarbon content concentration than the reformed feedstock;
With
A method for producing reformed gasoline, wherein the reformed feedstock contains a part of the feedstock.
前記第2の工程で得られる前記第3の組成物における芳香族炭化水素の含有濃度が50質量%以上である、請求項1〜5のいずれか一項に記載の改質ガソリンの製造方法。 The aromatic hydrocarbon content concentration in the first composition obtained in the first step is smaller than the aromatic hydrocarbon content concentration in the feedstock,
The method for producing a reformed gasoline according to any one of claims 1 to 5, wherein the content concentration of the aromatic hydrocarbon in the third composition obtained in the second step is 50% by mass or more.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019138929A JP6816226B2 (en) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Manufacturing method of reformed gasoline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019138929A JP6816226B2 (en) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Manufacturing method of reformed gasoline |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2015188922A Division JP6636287B2 (en) | 2015-09-25 | 2015-09-25 | Method for producing reformed gasoline |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2019206714A true JP2019206714A (en) | 2019-12-05 |
JP6816226B2 JP6816226B2 (en) | 2021-01-20 |
Family
ID=68767116
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2019138929A Active JP6816226B2 (en) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Manufacturing method of reformed gasoline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6816226B2 (en) |
-
2019
- 2019-07-29 JP JP2019138929A patent/JP6816226B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6816226B2 (en) | 2021-01-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4958799B2 (en) | Liquid phase aromatic alkylation process | |
JP4817134B2 (en) | High-octane gasoline and its production method by combining hydrogenation / isomerization and separation | |
KR101930328B1 (en) | Process for the production of para-xylene | |
EP1893722B1 (en) | Process for increasing production of benzene from hydrocarbon mixture | |
CN103374395B (en) | A kind of take petroleum naphtha as the method for raw material production aromatic hydrocarbons and ethene | |
KR101572702B1 (en) | Novel system for optimising the production of high octane gasoline and the coproduction of aromatic bases | |
CN102795958B (en) | Method for producing aromatic hydrocarbon and ethylene through taking naphtha as raw material | |
US10876054B2 (en) | Olefin and BTX production using aliphatic cracking reactor | |
WO2006137615A1 (en) | Process for increasing production of light olefin hydrocarbon from hydrocarbon feedstock | |
US10464865B2 (en) | Treating C8-C10 aromatic feed streams to prepare and recover trimethylated benzenes | |
EP3110915A1 (en) | Process for producing btx from a c5-c12 hydrocarbon mixture | |
WO2021067700A1 (en) | Two stage hydrodearylation systems and processes to convert heavy aromatics into gasoline blending components and chemical grade aromatics | |
WO2022155192A1 (en) | Conversion of aromatic complex bottoms to useful products in an integrated refinery process | |
US9303217B2 (en) | Processes for catalytically reforming naphtha | |
CN102796553B (en) | A kind of Benzin naphtha catalytic reforming method | |
CN110382450B (en) | Treatment of a C8-C10 aromatic feed stream to produce and recover trimethylated benzenes | |
JP6636287B2 (en) | Method for producing reformed gasoline | |
JPH06509830A (en) | Hydrocarbon quality improvement method | |
JP2008535941A (en) | Gas phase aromatic alkylation process | |
JP6816226B2 (en) | Manufacturing method of reformed gasoline | |
KR102456602B1 (en) | Methods for preparing C2 and C3 hydrocarbons | |
CN104557429B (en) | Diversification of feedstock produces the method for paraxylene | |
JP2017061652A (en) | Method for producing gasoline base material | |
US9150467B2 (en) | Processes and apparatuses for preparing aromatic compounds |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20190729 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20200512 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20200713 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20201215 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20201223 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6816226 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |