RU2428458C2 - Paraffin hydrocracking method - Google Patents
Paraffin hydrocracking method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2428458C2 RU2428458C2 RU2008142949/04A RU2008142949A RU2428458C2 RU 2428458 C2 RU2428458 C2 RU 2428458C2 RU 2008142949/04 A RU2008142949/04 A RU 2008142949/04A RU 2008142949 A RU2008142949 A RU 2008142949A RU 2428458 C2 RU2428458 C2 RU 2428458C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- paraffin
- catalyst
- catalytic layer
- hydrocracking
- catalytic
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 85
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 21
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 7
- YIFVJYNWLCNYGB-UHFFFAOYSA-N [Si]=O.[Zr] Chemical compound [Si]=O.[Zr] YIFVJYNWLCNYGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- GHTGICGKYCGOSY-UHFFFAOYSA-K aluminum silicon(4+) phosphate Chemical compound [Al+3].P(=O)([O-])([O-])[O-].[Si+4] GHTGICGKYCGOSY-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 2
- -1 silicon oxide-aluminum Chemical compound 0.000 claims 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 abstract 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 35
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 15
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 15
- 239000002585 base Substances 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 12
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 11
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KHCPSOMSJYAQSY-UHFFFAOYSA-L azane;dichloroplatinum Chemical compound N.N.N.N.Cl[Pt]Cl KHCPSOMSJYAQSY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 6
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 5
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 2
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000012046 mixed solvent Substances 0.000 description 2
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 2
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 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
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NTIZESTWPVYFNL-UHFFFAOYSA-N Methyl isobutyl ketone Chemical compound CC(C)CC(C)=O NTIZESTWPVYFNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- GQVCNZBQZKXBMX-UHFFFAOYSA-N butan-2-one;toluene Chemical compound CCC(C)=O.CC1=CC=CC=C1 GQVCNZBQZKXBMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N diphosphonate Chemical compound O=P(=O)OP(=O)=O YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N phosphorus pentoxide Inorganic materials O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
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
- B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
- B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group metals
- B01J23/42—Platinum
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
- B01J29/10—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y containing iron group metals, noble metals or copper
- B01J29/12—Noble metals
- B01J29/126—Y-type faujasite
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/82—Phosphates
- B01J29/84—Aluminophosphates containing other elements, e.g. metals, boron
- B01J29/85—Silicoaluminophosphates [SAPO compounds]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/14—Inorganic carriers the catalyst 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
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
- C10G47/18—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst 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
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
-
- 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
- B01J21/00—Catalysts comprising the elements, oxides, or hydroxides of magnesium, boron, aluminium, carbon, silicon, titanium, zirconium, or hafnium
- B01J21/12—Silica and alumina
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/10—After treatment, characterised by the effect to be obtained
- B01J2229/18—After treatment, characterised by the effect to be obtained to introduce other elements into or onto the molecular sieve itself
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/30—After treatment, characterised by the means used
- B01J2229/42—Addition of matrix or binder particles
-
- 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
- B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
- B01J35/19—Catalysts containing parts with different compositions
-
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/0009—Use of binding agents; Moulding; Pressing; Powdering; Granulating; Addition of materials ameliorating the mechanical properties of the product catalyst
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к способу гидрокрекинга парафина.The present invention relates to a method for hydrocracking paraffin.
Предшествующий уровень техникиState of the art
В последние годы имелась потребность в экологически безвредных чистых жидких топливах, которыми являются низкоароматические углеводороды, низкосернистые топлива. Как результат, способы производства чистых топлив были предметом широкого изучения, и синтез Фишера-Тропша (ФТ) привлек внимание как один такой способ. Имеются также возможности для синтеза ФТ в перспективе, так как он использует моноксид углерода и водород в качестве исходных материалов и может производить обогащенный парафином, не содержащий серы базовый компонент жидкого топлива.In recent years, there has been a need for environmentally friendly clean liquid fuels, which are low aromatic hydrocarbons, low sulfur fuels. As a result, methods for the production of clean fuels have been the subject of extensive study, and Fischer-Tropsch synthesis (FT) has attracted attention as one such method. There are also opportunities for FT synthesis in the future, since it uses carbon monoxide and hydrogen as starting materials and can produce a paraffin-rich, sulfur-free base component of liquid fuel.
В процессе синтеза ФТ можно получать парафин; этот парафин может быть подвергнут гидрокрекингу, и конечный продукт крекинга может также быть использован в качестве базового компонента чистого топлива. В этом случае средний дистиллят годен к применению как базовый компонент жидкого топлива для бензина и является главным целевым продуктом. Это привело к изучению способов производства базового компонента жидкого топлива, которые акцентируются на селективности средних дистиллятов. Например, в способе, описанном в патентном документе 1, получают средний дистиллят из парафина, используя катализатор, в котором платина нанесена на аморфный оксид кремния-алюминия.In the process of FT synthesis, paraffin can be obtained; this paraffin can be hydrocracked and the final cracked product can also be used as a basic component of clean fuel. In this case, the middle distillate is suitable for use as a basic component of liquid fuel for gasoline and is the main target product. This led to the study of methods for the production of the basic component of liquid fuel, which focus on the selectivity of middle distillates. For example, in the method described in Patent Document 1, a middle paraffin distillate is prepared using a catalyst in which platinum is supported on amorphous silica-alumina.
Кроме того, изучение было выполнено в области конверсии гидроизомеризацией нормальных парафинов, присутствующих в парафине, в изопарафин с использованием продукта, обогащенного изопарафином, такого как базовый компонент смазочного масла. В качестве способа получения базового компонента смазочного масла из парафина патентный документ 2 описывает способ, который использует катализатор, в котором, например, кобальт, молибден или никель нанесены на аморфный оксид кремния-алюминия, и патентный документ 3 описывает способ, который использует катализатор цеолитного типа.In addition, a study was performed in the field of hydroisomerization conversion of normal paraffins present in paraffin to isoparaffin using an isoparaffin-enriched product such as a base component of a lubricating oil. As a method for producing a base component of a lubricating oil from paraffin, Patent Document 2 describes a method that uses a catalyst in which, for example, cobalt, molybdenum or nickel is supported on amorphous silica-alumina, and Patent Document 3 describes a method that uses a zeolite type catalyst .
Патентный документ 1: Выложенная патентная заявка ЯпонииPatent Document 1: Japanese Patent Laid-Open
№ Hei 6-41549.No. Hei 6-41549.
Патентный документ 2: WO 00/14183.Patent Document 2: WO 00/14183.
Патентный документ 3: WO 04/081157.Patent Document 3: WO 04/081157.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Проблема, решаемая изобретениемThe problem solved by the invention
В целом, крекингом обозначаются химические реакции, которые сопровождаются уменьшением молекулярного веса, в то время как изомеризация обозначает конверсию в другое соединение при сохранении полной молекулярной массы. Гидрокрекингом получают углеводороды, имеющие более низкую температуру кипения, чем углеводороды, подвергаемые обработке гидрокрекингом. В гидроизомеризации, с другой стороны, степень разветвления во входящих углеводородах повышают, в то время как количество атомов углерода там остается неизмененным. Когда парафины применяют в качестве входящих углеводородов, и этот парафин подвергают гидрокрекингу в присутствии катализатора, и реакции гидрокрекинга, и реакции гидроизомеризации протекают с комплексом взаимодействий между ними.In general, cracking refers to chemical reactions that are accompanied by a decrease in molecular weight, while isomerization refers to the conversion to another compound while maintaining the full molecular weight. Hydrocracking produces hydrocarbons having a lower boiling point than hydrocarbons subjected to hydrocracking treatment. In hydroisomerization, on the other hand, the degree of branching in incoming hydrocarbons is increased, while the number of carbon atoms there remains unchanged. When paraffins are used as input hydrocarbons, and this paraffin is subjected to hydrocracking in the presence of a catalyst, both the hydrocracking reaction and the hydroisomerization reaction proceed with a complex of interactions between them.
Катализатор является ключевой технологией для получения базового компонента жидкого топлива и базового компонента смазочного масла из парафина, и, как результат, техническое развитие катализатора, используемого для этой цели, получило к настоящему моменту значительное развитие. Однако гидрокрекинг имеет сложный реакционный механизм, так как в дополнение к гидроизомеризации он также сопровождается реакциями, такими как миграция водорода и смещение углерода. Как следствие, несмотря на то, что изучение и развитие в течение многих лет акцентировалось на катализаторе, не было полностью возможности получить продукт крекинга, который обладает желаемыми свойствами.The catalyst is a key technology for obtaining the basic component of liquid fuel and the basic component of lubricating oil from paraffin, and, as a result, the technical development of the catalyst used for this purpose has received significant development to date. However, hydrocracking has a complex reaction mechanism, since in addition to hydroisomerization it is also accompanied by reactions such as hydrogen migration and carbon displacement. As a result, despite the fact that research and development has focused on the catalyst for many years, it was not completely possible to obtain a cracking product that has the desired properties.
В определенных условиях невозможно довести выход среднедистиллятного целевого продукта в гидрокрекинге парафина до приемлемо высокого уровня. Также имеются другие проблемы, создаваемые тем фактом, что скорость изомеризации была недостаточной, такие как недостаточная низкотемпературная вязкость среднего дистиллята и особенно для фракции газойля и базового компонента смазочного масла из парафина, выход которого остается низким.Under certain conditions, it is impossible to bring the yield of the middle distillate target product in paraffin hydrocracking to an acceptably high level. There are also other problems created by the fact that the isomerization rate was insufficient, such as insufficient low-temperature viscosity of the middle distillate, and especially for the gas oil fraction and the base component of the lubricating oil from paraffin, the yield of which remains low.
Настоящим изобретением было продолжено рассмотрение обстоятельств, описанных выше, и целью настоящего изобретения является обеспечение способа гидрокрекинга, в котором могут быть достигнуты и высокий выход среднего дистиллята, и высокий выход базового компонента смазочного масла, и в то же самое время может быть получена фракция газойля, которая имеет превосходную низкотемпературную текучесть.The present invention has continued consideration of the circumstances described above, and the aim of the present invention is to provide a hydrocracking method in which both a high yield of middle distillate and a high yield of a base component of lubricating oil can be achieved, and at the same time a gas oil fraction can be obtained, which has excellent low temperature fluidity.
Способы решения проблемыWays to solve the problem
Способ гидрокрекинга парафина согласно настоящему изобретению характеризуется тем, что реактор с неподвижным слоем, который снабжен каталитической реакционной зоной, в которой первый каталитический слой, содержащий первую аморфную твердую кислоту, второй каталитический слой, содержащий цеолит, и третий каталитический слой, содержащий вторую аморфную твердую кислоту, расположенные в данном порядке, заставляют парафин протекать по направлению от первого каталитического слоя к третьему каталитическому слою в области каталитической реакции в присутствии водорода.The paraffin hydrocracking method according to the present invention is characterized in that the fixed-bed reactor is provided with a catalytic reaction zone in which a first catalytic layer containing a first amorphous solid acid, a second catalytic layer containing zeolite, and a third catalytic layer containing a second amorphous solid acid arranged in this order cause the paraffin to flow in the direction from the first catalytic layer to the third catalytic layer in the region of the catalytic stocks in the presence of hydrogen.
Вызывая реакции гидрокрекинга и реакции гидроизомеризации в зоне каталитической реакции, снабженной трехслойным каталитическим слоем, способ по настоящему изобретению позволяет довести и выход среднего дистиллята, и скорость изомеризации нормальных парафинов в изопарафины до высокого уровня. Базовый компонент жидкого топлива может быть эффективно получен из парафина в результате удовлетворительно высокого выхода среднего дистиллята. Кроме того, достигается удовлетворительно улучшенная низкотемпературная текучесть получаемой фракции газойля и фракции смазочных масел, поскольку скорость изомеризации может быть доведена до удовлетворительно высокого уровня.By causing hydrocracking and hydroisomerization reactions in a catalytic reaction zone provided with a three-layer catalytic layer, the method of the present invention allows both the yield of middle distillate and the rate of isomerization of normal paraffins to isoparaffins to be high. The basic component of liquid fuel can be effectively obtained from paraffin as a result of a satisfactory high yield of middle distillate. In addition, a satisfactorily improved low temperature fluidity of the obtained gas oil fraction and the lubricating oil fraction is achieved, since the isomerization rate can be brought to a satisfactory high level.
Средний дистиллят, рассматриваемый в настоящем изобретении, означает фракцию, которая содержит по меньшей мере 90 мас.% углеводорода с температурой кипения по меньшей мере 150°С, но не выше чем 360°С, в то время как фракция смазочных масел, рассматриваемая в настоящем изобретении, означает фракцию, которая содержит по меньшей мере 90 мас.% углеводорода с температурой кипения выше чем 360°С. Фракция газойля означает фракцию, которая является частью среднего дистиллята, и которая содержит по меньшей мере 90 мас.% углеводорода с температурой кипения по меньшей мере 260°С, но не выше чем 360°С.Middle distillate contemplated by the present invention means a fraction that contains at least 90 wt.% Hydrocarbon with a boiling point of at least 150 ° C. but not higher than 360 ° C., while the lubricating oil fraction contemplated by the present the invention, means a fraction that contains at least 90 wt.% hydrocarbon with a boiling point higher than 360 ° C. Gas oil fraction means a fraction that is part of the middle distillate and which contains at least 90 wt.% Hydrocarbon with a boiling point of at least 260 ° C, but not higher than 360 ° C.
Настоящее изобретение дает возможность получать с удовлетворительно высоким выходом базовый компонент смазочных масел. Базовый компонент смазочных масел в основном получают обеспарафинивающей обработкой для уменьшения содержания парафиновой фракции, основным компонентом которой является нормальный парафин, который присутствует во фракции смазочных масел продукта крекинга. Так как фракция смазочных масел, присутствующих в продукте крекинга, полученная способом по настоящему изобретению, имеет из-за гидроизомеризации высокое содержание изопарафинов, происходит небольшое удаление нормальных парафинов при обеспарафинивающей обработке и таким образом достигается высокий выход базового компонента смазочных масел.The present invention makes it possible to obtain, with a satisfactory high yield, a base component of lubricating oils. The basic component of lubricating oils is mainly obtained by pre-paraffin treatment to reduce the content of the paraffin fraction, the main component of which is normal paraffin, which is present in the fraction of the lubricating oils of the cracked product. Since the fraction of lubricating oils present in the cracking product obtained by the method of the present invention, due to hydroisomerization, has a high content of isoparaffins, a slight removal of normal paraffins occurs during the non-paraffin treatment, and thus a high yield of the base component of the lubricating oils is achieved.
Второй слой катализатора по настоящему изобретению преимущественно содержит ультрастабильный цеолит Y-типа (USY цеолит) в качестве цеолита. Наличие USY цеолита во втором каталитическом слое дает возможность осуществлять гидрокрекинг более эффективно, чем в присутствии цеолитов других типов.The second catalyst bed of the present invention advantageously contains ultra-stable Y-type zeolite (USY zeolite) as a zeolite. The presence of USY zeolite in the second catalytic layer makes it possible to carry out hydrocracking more efficiently than in the presence of other types of zeolites.
Первый каталитический слой и третий каталитический слой предпочтительно содержат в качестве первой аморфной твердой кислоты и второй аморфной твердой кислоты соответственно, по меньшей мере, один тип, выбираемый из оксида кремния-алюминия, оксида кремния-циркония и кремнийалюмофосфата. Использование первой или второй аморфной твердой кислоты, содержащей такие твердые аморфные кислоты, позволяет достичь дополнительного увеличения скорости изомеризации по сравнению с использованием аморфной твердой кислоты, иной, чем упомянутая ранее.The first catalytic layer and the third catalytic layer preferably comprise, as the first amorphous solid acid and the second amorphous solid acid, respectively, at least one type selected from silica-alumina, silica-zirconia and silicoaluminophosphate. The use of the first or second amorphous solid acid containing such solid amorphous acids makes it possible to achieve an additional increase in the rate of isomerization compared to the use of amorphous solid acid, other than the one mentioned above.
Первый каталитический слой предпочтительно содержит, по меньшей мере, один металл, выбираемый из платины и палладия, нанесенный на первую аморфную твердую кислоту; третий каталитический слой предпочтительно содержит, по меньшей мере, один металл, выбираемый из платины или палладия, нанесенный на вторую аморфную твердую кислоту; и второй каталитический слой предпочтительно содержит, по меньшей мере, один металл, выбираемый из платины или палладия, нанесенный на цеолит. Это связано с тем, что гидрокрекинг может быть выполнен более эффективно по сравнению с использованием катализатора, на который не нанесены эти металлы, когда используют катализатор, содержащий платину и/или палладий, нанесенные на аморфную твердую кислоту для первого и третьего каталитических слоев, и используют катализатор, содержащий платину и/или палладий, нанесенные на цеолит, для второго каталитического слоя.The first catalytic layer preferably contains at least one metal selected from platinum and palladium supported on the first amorphous solid acid; the third catalytic layer preferably contains at least one metal selected from platinum or palladium supported on a second amorphous solid acid; and the second catalyst layer preferably contains at least one metal selected from platinum or palladium supported on a zeolite. This is because hydrocracking can be performed more efficiently than using a catalyst on which these metals are not supported when using a catalyst containing platinum and / or palladium supported on amorphous solid acid for the first and third catalytic layers, and using a catalyst containing platinum and / or palladium supported on a zeolite for a second catalyst layer.
Парафин, используемый в настоящем изобретении, является преимущественно парафином, полученным синтезом Фишера-Тропша. Парафины, полученные синтезом ФТ, по существу не содержат вредных в экологическом отношении веществ, таких как сернистые или ароматические углеводороды. Как следствие, использование парафина, полученного синтезом ФТ, в качестве парафинового сырья позволяет получать средний дистиллят и базовый компонент смазочных масел со значительно пониженным содержанием вредных в экологическом отношении веществ.The paraffin used in the present invention is preferably Fischer-Tropsch derived paraffin. Paraffins obtained by FT synthesis essentially do not contain environmentally harmful substances, such as sulfur or aromatic hydrocarbons. As a result, the use of paraffin obtained by FT synthesis as a paraffin feed allows one to obtain a middle distillate and a base component of lubricating oils with a significantly reduced content of environmentally harmful substances.
Цель изобретенияThe purpose of the invention
Настоящее изобретение обеспечивает способ гидрокрекинга парафина, которым можно достичь и высокого выхода среднего дистиллята, и высокого выхода базового компонента смазочных масел, и в то же время производить фракцию газойля, которая имеет превосходную низкотемпературную текучесть.The present invention provides a method for hydrocracking paraffin, which can achieve both a high yield of a middle distillate and a high yield of a base component of lubricating oils, while at the same time producing a gas oil fraction that has excellent low-temperature fluidity.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На чертеже проиллюстрирован пример реактора с неподвижным слоем, используемого в настоящем изобретении.The drawing illustrates an example of a fixed-bed reactor used in the present invention.
Разъяснение позицийClarification of positions
1: зона каталитической реакции, 1а: каталитический слой (первый слой катализатора), 1b: каталитический слой (второй слой катализатора), 1с: каталитический слой (третий слой катализатора), 10: реакционная колонна (реактор с неподвижным слоем).1: catalytic reaction zone, 1a: catalytic layer (first catalyst layer), 1b: catalytic layer (second catalyst layer), 1c: catalytic layer (third catalyst layer), 10: reaction column (fixed-bed reactor).
Наилучшие варианты осуществления изобретенияBEST MODES FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Подходящие варианты осуществления настоящего изобретения описаны далее в деталях со ссылкой на чертеж, который поясняет предпочтительный пример реактора с неподвижным слоем согласно варианту настоящего изобретения. Реактор с неподвижным слоем, показанный на чертеже, выполняет гидрокрекинг и гидроизомеризацию в реакционной колонне 10 и имеет зону каталитической реакции 1, расположенную внутри реакционной колонны 10.Suitable embodiments of the present invention will now be described in detail with reference to the drawing, which illustrates a preferred example of a fixed bed reactor according to an embodiment of the present invention. The fixed bed reactor shown in the drawing performs hydrocracking and hydroisomerization in the reaction column 10 and has a catalytic reaction zone 1 located inside the reaction column 10.
Линия L1 связана с верхом реакционной колонны 10 с целью подачи водорода в реакционную колонну 10, в то время как линия L2 подачи парафина связана с линией L1, расположенной выше по потоку от точки соединения линии L1 с реакционной колонной 10. Это позволяет выполнять гидрокрекинг и гидроизомеризацию путем введения парафина и водорода в реакционную колонну 10 и заставляет их течь через каталитическую реакционную зону 1. Линия L3 соединена с низом реакционной колонны 10 для извлечения продукта крекинга.The L1 line is connected to the top of the reaction column 10 to supply hydrogen to the reaction column 10, while the paraffin supply line L2 is connected to the L1 line located upstream from the junction of the L1 line with the reaction column 10. This allows hydrocracking and hydroisomerization by introducing paraffin and hydrogen into the reaction column 10 and causes them to flow through the catalytic reaction zone 1. Line L3 is connected to the bottom of the reaction column 10 to recover the cracked product.
Хотя на чертеже показан пример реактора, в котором линия L2 подачи парафина и линия L1 подачи водорода объединены, линия L1 подачи водорода и линия L2 подачи парафина могут быть раздельно присоединены к реакционной колонне 10, а направление течения парафина предпочтительно от верхней части реакционной колонны 10 к нижней части, так, как показано на чертеже.Although the drawing shows an example of a reactor in which the paraffin supply line L2 and the hydrogen supply line L1 are combined, the hydrogen supply line L1 and the paraffin supply line L2 can be separately connected to the reaction column 10, and the flow direction of the paraffin is preferably from the top of the reaction column 10 to bottom, as shown in the drawing.
Зона каталитической реакции 1 снабжена каталитическим слоем 1а, содержащим первую аморфную твердую кислоту (первый слой катализатора), каталитическим слоем 1b, содержащим цеолит (второй слой катализатора) и каталитическим слоем 1с, содержащим вторую аморфную твердую кислоту (третий слой катализатора). Эти каталитические слои расположены в зоне каталитической реакции 1 в порядке: каталитический слой 1а - каталитический слой 1b - каталитический слой 1с в направлении сверху вниз. Первая аморфная твердая кислота может быть той же самой или отличной от второй аморфной твердой кислоты.The catalytic reaction zone 1 is provided with a catalytic layer 1a containing the first amorphous solid acid (first catalyst layer), a catalytic layer 1b containing zeolite (second catalyst layer) and a catalytic layer 1c containing the second amorphous solid acid (third catalyst layer). These catalytic layers are located in the catalytic reaction zone 1 in the order: catalytic layer 1a - catalytic layer 1b - catalytic layer 1c in the direction from top to bottom. The first amorphous solid acid may be the same or different from the second amorphous solid acid.
Катализатор, содержащий аморфную твердую кислоту (упоминаемый ниже как аморфный твердый кислотный катализатор), содержащий каталитический слой 1а и каталитический слой 1с, показывает гидрокрекинговую активность и гидроизомеризационную активность, если не указано иное. Предпочтительным является использование катализатора, содержащего, по меньшей мере, одну аморфную твердую кислоту, выбираемую из оксида кремния-алюминия, оксида кремния-циркония, алюмоборного оксида, оксида кремния-титана, оксида кремния-магния, каолинита, алюмофосфата и кремнийалюмофосфата в качестве носителя, в то время как использование катализатора, содержащего, по меньшей мере, одну аморфную твердую кислоту, выбираемую из оксида кремния-алюминия, оксида кремния-циркония и кремнийалюмофосфата, является особенно предпочтительным.A catalyst containing amorphous solid acid (referred to below as an amorphous solid acid catalyst) comprising a catalyst layer 1a and a catalyst layer 1c shows hydrocracking activity and hydroisomerization activity, unless otherwise indicated. It is preferable to use a catalyst containing at least one amorphous solid acid selected from silica-alumina, silica-zirconia, alumina, silica-titanium, silica-magnesium, kaolinite, aluminophosphate and silicoaluminophosphate as a carrier, while the use of a catalyst containing at least one amorphous solid acid selected from silica-alumina, silica-zirconia and silicoaluminophosphate is particularly preferred.
Предпочтительным твердым аморфным кислотным катализатором является катализатор, содержащий металл VIA группы Периодической Таблицы и/или металл VIII группы Периодической Таблицы, нанесенный на ранее упомянутый носитель. Конкретными примерами металлов группы VIА могут быть хром, молибден и вольфрам. Конкретными примерами металлов группы VIII могут быть кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платина. Палладий и/или платина являются предпочтительными среди других, в то же время платина является наиболее предпочтительной. Количество металла, нанесенного на носитель, конкретно не ограничено, но предпочтительно составляет 0,01-2 мас.% по отношению к носителю; когда металлами, нанесенными на носитель, являются палладий и/или платина, предпочтительным является значение 0,05-2 мас.%. Металл, представленный в аморфном твердом кислотном катализаторе, содержащем каталитический слой 1а, может быть тем же самым или может отличаться от металла, присутствующего в аморфном твердом кислотном катализаторе, содержащем каталитический слой 1с.A preferred solid amorphous acid catalyst is a catalyst comprising a Group VIA metal of the Periodic Table and / or a Group VIII metal of the Periodic Table supported on the previously mentioned carrier. Specific examples of Group VIA metals include chromium, molybdenum, and tungsten. Specific examples of Group VIII metals may include cobalt, nickel, rhodium, palladium, iridium, and platinum. Palladium and / or platinum are preferred among others, while platinum is most preferred. The amount of metal deposited on the carrier is not particularly limited, but is preferably 0.01-2 wt.% With respect to the carrier; when the metals supported on the support are palladium and / or platinum, a value of 0.05-2 wt.% is preferred. The metal present in the amorphous solid acid catalyst containing the catalyst layer 1a may be the same or different from the metal present in the amorphous solid acid catalyst containing the catalyst layer 1c.
Аморфный твердый кислотный катализатор может дополнительно содержать связующее для формования носителя. Связующее конкретно не ограничено, но предпочтительными связующими являются оксид алюминия и оксид кремния. Форма носителя конкретно не ограничена и может быть использована, например, такая форма, как гранула или цилиндрическая форма (пеллета). Связующее, представленное в аморфном твердом кислотном катализаторе, содержащем каталитический слой 1а, может быть тем же или может отличаться от связующего, представленного в аморфном твердом кислотном катализаторе, содержащем каталитический слой 1с.The amorphous solid acid catalyst may further comprise a binder for forming the carrier. The binder is not particularly limited, but alumina and silica are preferred binders. The shape of the carrier is not particularly limited and can be used, for example, a shape such as a granule or a cylindrical shape (pellet). The binder present in the amorphous solid acid catalyst containing the catalytic layer 1a may be the same or different from the binder present in the amorphous solid acid catalyst containing the catalytic layer 1c.
Цеолитсодержащий катализатор (упомянутый здесь раньше как катализатор цеолитного типа), содержащий каталитический слой 1b, имеет гидрокрекинговую и гидроизомеризационную активность, если не указано иное. Предпочтительно используют катализаторы, которые содержат в качестве носителя, по меньшей мере, один цеолит, выбираемый из USY цеолита, HY цеолита, морденита, β-цеолита и Ω-цеолита, в то время как использование USY цеолитсодержащего катализатора является предпочтительным среди других. Доля USY цеолита конкретно не ограничена в тех вариантах, где носитель катализатора цеолитного типа содержит USY цеолит; однако ввиду перспективы предотвращения осветления продукта крекинга доля USY цеолита составляет предпочтительно не более чем 15 мас.% и более предпочтительно не более чем 5 мас.%, в каждом случае упоминается носитель как целый.A zeolite-containing catalyst (referred to hereafter as a zeolite type catalyst) containing a catalyst layer 1b has hydrocracking and hydroisomerization activity, unless otherwise indicated. Catalysts are preferably used which contain at least one zeolite selected from USY zeolite, HY zeolite, mordenite, β-zeolite and Ω-zeolite as carrier, while the use of a USY zeolite-containing catalyst is preferred among others. The proportion of USY zeolite is not particularly limited in those embodiments where the zeolite type catalyst carrier comprises USY zeolite; however, in view of the prospect of preventing clarification of the cracking product, the proportion of USY zeolite is preferably not more than 15 wt.% and more preferably not more than 5 wt.%, in each case the carrier is referred to as a whole.
Молярное соотношение оксид кремния/оксид алюминия в USY цеолите конкретно не ограничено, но преимущественно равно 20-200, более предпочтительно 25-100 и наиболее предпочтительно 30-60. Средний размер частиц USY цеолита преимущественно составляет не больше чем 1,0 мкм и более предпочтительно составляет не более чем 0,5 мкм. Полученный продукт крекинга имеет тенденцию становиться более легким, когда средний размер частиц USY цеолита превышает 1,0 мкм.The molar ratio of silica / alumina in the USY zeolite is not particularly limited, but is preferably 20-200, more preferably 25-100, and most preferably 30-60. The average particle size of the USY zeolite is preferably not more than 1.0 μm, and more preferably not more than 0.5 μm. The resulting cracked product tends to become lighter when the average particle size of the USY zeolite exceeds 1.0 μm.
Катализатор цеолитного типа является предпочтительно катализатором, в котором металл VIA группы Периодической Таблицы и/или металл VIII группы является нанесенным на упомянутый выше носитель. Конкретными примерами металлов VIА группы могут быть хром, молибден и вольфрам. Конкретными примерами металлов VIII группы могут быть кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платина. Среди них предпочтительными являются палладий и/или платина, при этом платина является наиболее предпочтительной. Количество металла, нанесенного на носитель, конкретно не ограничено, но предпочтительно составляет 0,01-2 мас.% по отношению к носителю; когда металлом, нанесенным на носитель, является палладий и/или платина, предпочтительным является значение 0,05-2 мас.%.The zeolite type catalyst is preferably a catalyst in which a Group VIA metal of the Periodic Table and / or Group VIII metal is supported on the aforementioned carrier. Specific examples of Group VIA metals may be chromium, molybdenum and tungsten. Specific examples of Group VIII metals may include cobalt, nickel, rhodium, palladium, iridium, and platinum. Among them, palladium and / or platinum are preferred, with platinum being most preferred. The amount of metal deposited on the carrier is not particularly limited, but is preferably 0.01-2 wt.% With respect to the carrier; when the metal supported on the carrier is palladium and / or platinum, a value of 0.05-2 wt.% is preferred.
Катализатор цеолитного типа может дополнительно содержать связующее для формования носителя. Связующее конкретно не ограничено, но оксид алюминия и оксид кремния являются предпочтительными связующими. Форма носителя конкретно не ограничена, и, например, может быть использована зернистая форма или цилиндрическая форма (пеллета).The zeolite type catalyst may further comprise a binder for forming the carrier. A binder is not particularly limited, but alumina and silica are preferred binders. The shape of the carrier is not particularly limited, and, for example, a granular shape or a cylindrical shape (pellet) can be used.
Не имеется особых ограничений для соотношения между заполняющими количествами (объемом) первого и второго аморфных твердых кислотных катализаторов и заполняющим количеством (объемом) катализатора цеолитного типа в зоне каталитической реакции 1. Однако, позволяя заполняющему количеству катализатора цеолитного типа, содержащему каталитический слой 1b, быть 1 объемной частью, заполняющее количество первого аморфного кислотного твердого катализатора, содержащего каталитический слой 1а, предпочтительно составляет 0,5-3 объемные части. Имеется тенденция к уменьшению выхода среднего дистиллята, когда заполняющее количество первого аморфного твердого кислотного катализатора выходит за пределы диапазона 0,5-3 объемные части, по сравнению с выходом, когда заполняющее количество катализатора находится внутри этого диапазона.There are no particular restrictions on the ratio between the filling amounts (volume) of the first and second amorphous solid acid catalysts and the filling amount (volume) of the zeolite type catalyst in the catalytic reaction zone 1. However, allowing the filling amount of the zeolite type catalyst containing the catalytic layer 1b to be 1 by volume, the filling amount of the first amorphous acid solid catalyst containing the catalyst layer 1a is preferably 0.5-3 volume parts. There is a tendency to decrease the yield of middle distillate when the filling amount of the first amorphous solid acid catalyst is outside the range of 0.5-3 volume parts, compared to the output when the filling amount of catalyst is within this range.
Позволяя заполняющему количеству катализатора цеолитного типа, содержащему каталитический слой 1b, быть 1 объемной частью, заполняющее количество третьего аморфного кислотного твердого катализатора, содержащего каталитический слой 1с, предпочтительно составляет 0,5-2 объемные части. В то время как выход среднего дистиллята увеличивается, когда заполняющее количество третьего аморфного твердого кислотного катализатора меньше чем 0,5, низкотемпературная текучесть среднего дистиллята также имеет тенденцию становиться неудовлетворительной. С другой стороны, в то время как низкотемпературная текучесть среднего дистиллята улучшается, когда заполняющее количество третьего аморфного твердого кислотного катализатора составляет около 2 объемных частей, выход среднего дистиллята имеет тенденцию к снижению.By allowing the filling amount of the zeolite type catalyst containing the catalyst layer 1b to be 1 volume part, the filling amount of the third amorphous acid solid catalyst containing the catalyst layer 1 c is preferably 0.5-2 volume parts. While the yield of middle distillate increases when the filling amount of the third amorphous solid acid catalyst is less than 0.5, the low temperature fluidity of the middle distillate also tends to become unsatisfactory. On the other hand, while the low temperature fluidity of the middle distillate is improved when the filling amount of the third amorphous solid acid catalyst is about 2 volume parts, the yield of the middle distillate tends to decrease.
Примером парафина, вводимого в реакционную колонну 10 через линию L1 подачи водорода, может быть нефтяной парафин или синтетический парафин, который содержит, по меньшей мере, 30 мас.% С15-100 и предпочтительно С20-60 нормального парафина. Примером нефтяного парафина может быть сырой парафин и микропарафин, в то время как примером синтетического парафина может быть так называемый ФТ-парафин, т.е. парафин, полученный синтезом ФТ. В перспективе ФТ-парафин является особенно подходящим для использования в качестве парафина, с точки зрения экологии.An example of paraffin introduced into the reaction column 10 through a hydrogen supply line L1 may be petroleum paraffin or synthetic paraffin, which contains at least 30 wt.% C 15-100 and preferably C 20-60 normal paraffin. Crude paraffin and microparaffin may be an example of petroleum paraffin, while so-called FT paraffin, i.e. paraffin obtained by FT synthesis. In the future, FT paraffin is particularly suitable for use as a paraffin, from an environmental point of view.
Условия способа гидрокрекинга в реакционной колонне 10 не являются конкретно ограниченными, однако реакционная температура предпочтительно составляет 250-370°С и более предпочтительно составляет 280-330°С. При гидрокрекинге существует тенденция к адекватному ухудшению процесса, когда температура реакции составляет менее 250°С. С другой стороны, выход среднего дистиллята при гидрокрекинге уменьшается и продукты крекинга имеют тенденцию к обесцвечиванию, когда реакционная температура превышает 370°С.The conditions of the hydrocracking process in the reaction column 10 are not particularly limited, however, the reaction temperature is preferably 250-370 ° C and more preferably 280-330 ° C. When hydrocracking, there is a tendency to an adequate deterioration of the process when the reaction temperature is less than 250 ° C. On the other hand, the yield of middle distillate during hydrocracking decreases and cracking products tend to discolor when the reaction temperature exceeds 370 ° C.
Часовая объемная скорость жидкости в реакционной колонне 10 составляет предпочтительно 0,1-10,0 ч-1 и более предпочтительно 0,2-3,0 ч-1. Выход среднего дистиллята имеет тенденцию уменьшаться, когда часовая объемная скорость жидкости меньше чем 0,1 ч-1. При гидрокрекинге имеется тенденция к адекватному ухудшению процесса, когда часовая объемная скорость жидкости превышает 10,0 ч-1.The hourly space velocity of the liquid in the reaction column 10 is preferably 0.1-10.0 h -1 and more preferably 0.2-3.0 h -1 . The yield of middle distillate tends to decrease when the hourly space velocity of the liquid is less than 0.1 h -1 . When hydrocracking, there is a tendency to an adequate deterioration of the process, when the hourly space velocity of the liquid exceeds 10.0 h -1 .
Реакционное давление в реакционной колонне 10 не является конкретно ограниченным, однако парциальное давление водорода составляет предпочтительно 0,5-10,0 МПа и более предпочтительно 2,0-7,0 МПа. Соотношение водород/нефть в реакционной колонне 10 предпочтительно составляет 150-1200 NL/L и более предпочтительно 200-700 NL/L.The reaction pressure in the reaction column 10 is not particularly limited, however, the partial pressure of hydrogen is preferably 0.5-10.0 MPa and more preferably 2.0-7.0 MPa. The hydrogen / oil ratio in the reaction column 10 is preferably 150-1200 NL / L, and more preferably 200-700 NL / L.
Транспортируемый линией L3 продукт крекинга содержит нафту (фракцию с температурой кипения ниже 145°С), средний дистиллят (фракция с температурой кипения от 145 до 360°С) и фракцию смазочных масел (фракция с температурой кипения более 360°С). Фракционной перегонкой могут быть получены базовые компоненты для разнообразных применений.The cracked product transported by line L3 contains naphtha (a fraction with a boiling point below 145 ° C), a middle distillate (a fraction with a boiling point from 145 to 360 ° C), and a fraction of lubricating oils (a fraction with a boiling point over 360 ° C). Fractional distillation can be obtained basic components for a variety of applications.
Основываясь на рассмотрении низкотемпературных исходных характеристик и низкотемпературных производственных характеристик, средний дистиллят, используемый в качестве базового компонента жидкого топлива, предпочтительно имеет низкую температуру застывания. Что особенно важно, температура застывания фракции газойля (фракции с температурой кипения от 260 до 360°С) предпочтительно равна или ниже -10°С, более предпочтительно равна или ниже -15°С, еще более предпочтительно равна или ниже -20°С и еще более предпочтительно равна или ниже -25°С. Здесь температура застывания означает температуру застывания, измеренную в соответствии с JIS K 2269-1987, “Test methods for the pour point of crude oil and petroleum products and the cloud point of petroleum products”.Based on consideration of the low temperature starting characteristics and low temperature production characteristics, the middle distillate used as the base component of the liquid fuel preferably has a low pour point. Most importantly, the pour point of the gas oil fraction (fraction with a boiling point of 260 to 360 ° C) is preferably equal to or lower than -10 ° C, more preferably equal to or lower than -15 ° C, even more preferably equal to or lower than -20 ° C and even more preferably equal to or lower than -25 ° C. Here, pour point means pour point, measured in accordance with JIS K 2269-1987, “Test methods for the pour point of crude oil and petroleum products and the cloud point of petroleum products”.
Когда фракция смазочных масел, полученная из продукта крекинга фракционной перегонкой, не имеет достаточно низкой температуры застывания, депарафинизация может быть выполнена с целью получения базового компонента смазочных масел, имеющего желаемую температуру застывания. Эта депарафинизация может быть выполнена обычными способами, например сольвентной депарафинизацией и каталитической депарафинизацией. Сольвентная депарафинизация в основном использует смешанный растворитель толуола и МЕК, но растворители, такие как бензол, ацетон и MIBK, могут быть также использованы. Сольвентную депарафинизацию предпочтительно выполняют при следующих условиях: соотношение растворитель/нефть 1-6-кратное, температура фильтрации от -5 до -45°С и предпочтительно от -10 до -40°С. Удаляемая на данном этапе парафиновая фракция может быть повторно введена в реакционную колонну 10 в качестве сырого парафина.When the lubricating oil fraction obtained from the cracked product by fractional distillation does not have a sufficiently low pour point, dewaxing may be performed to obtain a base component of the lubricating oil having the desired pour point. This dewaxing can be performed by conventional methods, for example, solvent dewaxing and catalytic dewaxing. Solvent dewaxing mainly uses a mixed solvent of toluene and MEK, but solvents such as benzene, acetone and MIBK can also be used. Solvent dewaxing is preferably carried out under the following conditions: the solvent / oil ratio is 1-6 times, the filtration temperature is from -5 to -45 ° C and preferably from -10 to -40 ° C. The paraffin fraction removed at this stage can be reintroduced into the reaction column 10 as crude paraffin.
ПРИМЕРЫEXAMPLES
Настоящее изобретение более конкретно описано ниже на основе примеров и сравнительных примеров, однако настоящее изобретение никоим образом не ограничивается следующими примерами.The present invention is more specifically described below based on examples and comparative examples, however, the present invention is in no way limited to the following examples.
<Получение аморфных твердых кислотных катализаторов><Obtaining amorphous solid acid catalysts>
(Катализатор А-1)(Catalyst A-1)
40 массовых частей бомита (оксид алюминия) было добавлено в качестве связующего к 60 массовым частям аморфного оксида кремния-алюминия, который имел содержание оксида алюминия 14 мас.%, объем пор 0,68 мл/г и средний размер частиц 5 мкм. Смесь аморфного оксида кремния/алюминия с бомитом была тщательно перемешана и мастицирована и затем была отформована в цилиндрический носитель диаметром 1,6 мм и длиной приблизительно 2 мм. Она была прокалена (температура прокаливания: 500°С, время выдерживания: 3 часа) для получения аморфной твердой кислоты. Эта аморфная твердая кислота была наполнена водным раствором дихлортетрааминплатины (II) так, чтобы поддерживать 0,5 мас.% платины по отношению к твердой аморфной кислоте. Она была высушена и прокалена (температура прокаливания 500°С, время выдерживания: 1 час) для получения катализатора А-1.40 parts by weight of bomite (alumina) was added as a binder to 60 parts by weight of amorphous silica-alumina, which had an alumina content of 14 wt.%, A pore volume of 0.68 ml / g and an average particle size of 5 μm. A mixture of amorphous silicon oxide / aluminum with bomite was thoroughly mixed and masticated and then molded into a cylindrical support with a diameter of 1.6 mm and a length of approximately 2 mm. It was calcined (calcination temperature: 500 ° C, holding time: 3 hours) to obtain an amorphous solid acid. This amorphous solid acid was filled with an aqueous solution of dichlorotetraamineplatinum (II) so as to maintain 0.5 wt.% Platinum with respect to solid amorphous acid. It was dried and calcined (calcination temperature 500 ° C, holding time: 1 hour) to obtain catalyst A-1.
(Катализатор А-2)(Catalyst A-2)
50 массовых частей бомита было добавлено в качестве связующего к 50 массовым частям алюмофосфата (SAPO-11), содержащего 41 мас.% оксида алюминия, 56 мас.% пентоксида фосфора и 3 мас.% оксида кремния. Смесь алюмофосфат/бомит была тщательно перемешана и мастицирована, и затем была отформована в цилиндрическую форму диаметром 1,6 мм и длиной приблизительно 2 мм. Она была прокалена (температура прокаливания: 500°С, время выдерживания: 3 часа) для получения аморфной твердой кислоты. Эта аморфная твердая кислота была наполнена водным раствором дихлортетрааминплатины (II) так, чтобы поддерживать 0,5 мас.% платины по отношению к твердой аморфной кислоте. Она была высушена и прокалена (температура прокаливания 500°С, время выдерживания: 1 час) для получения катализатора А-2.50 parts by weight of bomite was added as a binder to 50 parts by weight of aluminophosphate (SAPO-11) containing 41 wt.% Alumina, 56 wt.% Phosphorus pentoxide and 3 wt.% Silicon oxide. The aluminophosphate / bomite mixture was thoroughly mixed and masticated and then molded into a cylindrical shape with a diameter of 1.6 mm and a length of about 2 mm. It was calcined (calcination temperature: 500 ° C, holding time: 3 hours) to obtain an amorphous solid acid. This amorphous solid acid was filled with an aqueous solution of dichlorotetraamineplatinum (II) so as to maintain 0.5 wt.% Platinum with respect to solid amorphous acid. It was dried and calcined (calcination temperature 500 ° C, holding time: 1 hour) to obtain catalyst A-2.
<Получение катализатора цеолитного типа><Obtaining a zeolite type catalyst>
(Катализатор Z-1)(Catalyst Z-1)
97 массовых частей бомита было добавлено в качестве связующего к 3 массовым частям USY цеолита, который имел молярное соотношение оксид кремния/алюминия 38 и средний размер частиц 0,8 мкм. Смесь USY цеолит/бомит была тщательно перемешана и мастицирована и затем была отформована в цилиндрическую форму диаметром 1,6 мм и длиной приблизительно 2 мм. Она была прокалена (температура прокаливания 500°С, время выдерживания 3 часа) для получения цеолитсодержащего носителя. Этот носитель был наполнен водным раствором дихлортетрааминплатины (II) так, чтобы поддерживать 0,6 мас.% платины по отношению к носителю. Она была высушена и прокалена (температура прокаливания 500°С, время выдерживания 1 час) для получения катализатора Z-1.97 parts by weight of bomite was added as a binder to 3 parts by weight of USY zeolite, which had a silica / alumina molar ratio of 38 and an average particle size of 0.8 μm. The USY zeolite / bomite mixture was thoroughly mixed and masticated and then molded into a cylindrical shape with a diameter of 1.6 mm and a length of approximately 2 mm. It was calcined (calcination temperature 500 ° C, holding time 3 hours) to obtain a zeolite-containing carrier. This support was filled with an aqueous solution of dichlorotetraamineplatinum (II) so as to maintain 0.6% by weight of platinum with respect to the support. It was dried and calcined (calcination temperature 500 ° C, holding time 1 hour) to obtain a catalyst Z-1.
(Пример 1)(Example 1)
<Гидрокрекинг парафина><Paraffin Hydrocracking>
100 мл катализатора А-1 затем было заложено в качестве каталитического слоя 1а в реактор с неподвижным слоем, показанный на чертеже; 100 мл катализатора Z-1 было заложено в качестве каталитического слоя 1b; 100 мл катализатора А-1 затем было заложено в качестве каталитического слоя 1с; и был осуществлен гидрокрекинг парафина. Прежде чем выполнить гидрокрекинг парафина, каждый из катализаторов был подвергнут восстановительной обработке выдерживанием зоны каталитической реакции 1 при 340°С в течение двух часов при воздействии водорода.100 ml of catalyst A-1 was then incorporated as catalyst layer 1a into the fixed bed reactor shown in the drawing; 100 ml of catalyst Z-1 was laid as a catalytic layer 1b; 100 ml of catalyst A-1 was then laid as a catalytic bed 1c; and paraffin hydrocracking was carried out. Before hydrocracking paraffin, each of the catalysts was subjected to reduction treatment by keeping the catalytic reaction zone 1 at 340 ° С for two hours under the influence of hydrogen.
Парафиновое сырье было ФТ-парафином с температурой кипения выше 360°С; это парафиновое сырье подавалось со скоростью 200 мл/ч с верха реакционной колонны 10. Водород подавался с верха колонны при соотношении водород/нефть 590 NL/L по отношению к парафиновому сырью. Давление в реакционной колонне 10 было отрегулировано клапаном противодавления так, чтобы обеспечить постоянное давление на входе 4 МПа. Температура гидрокрекинга в реакционной колонне 10 составляла 312°С при регулировании так, чтобы обеспечить глубину крекинга парафина 80 мас.%. Здесь глубина крекинга парафина относится к глубине крекинга, определенной формулой (1) ниже. В формуле (1) ниже «общая масса продукта крекинга» равна сумме масляного продукта и газового продукта, произведенных гидрокрекингом, в то время как «масса фракции с температурой кипения ниже 360єС» равна массе фракции с температурой кипения меньше чем 360°С, представленной в продукте крекинга.The paraffin feed was FT paraffin with a boiling point above 360 ° C; this paraffin feed was supplied at a rate of 200 ml / h from the top of the reaction column 10. Hydrogen was supplied from the top of the column at a hydrogen / oil ratio of 590 NL / L with respect to the paraffin feed. The pressure in the reaction column 10 was adjusted by a backpressure valve so as to provide a constant inlet pressure of 4 MPa. The hydrocracking temperature in the reaction column 10 was 312 ° C. under regulation so as to provide a paraffin cracking depth of 80% by weight. Here, the paraffin cracking depth refers to the cracking depth defined by formula (1) below. In the formula (1) below, the “total mass of the cracking product” is equal to the sum of the oil product and the gas product produced by hydrocracking, while the “mass of the fraction with a boiling point below 360 ° C” is equal to the mass of the fraction with a boiling point less than 360 ° C, presented in cracking product.
Конечный продукт крекинга был подвергнут атмосферной фракционной дистилляции в керосиновую фракцию (фракция с температурой кипения 145-260°С), фракцию газойля (фракция с температурой кипения 260-360°С) и фракцию смазочных масел (фракция с температурой кипения выше 360°С), и были определены выходы каждой фракции по отношению к массе парафинового сырья. В таблице 1 показано следующее: выход среднего дистиллята (фракция с температурой кипения 145-360°С), полученный сложением выхода керосиновой фракции и выхода фракции газойля, и температура застывания фракции газойля, измеренная в соответствии с JIS K 2269-1987.The final cracking product was subjected to atmospheric fractional distillation into a kerosene fraction (fraction with a boiling point of 145-260 ° C), a gas oil fraction (fraction with a boiling point of 260-360 ° C) and a lubricating oil fraction (fraction with a boiling point above 360 ° C) , and the yields of each fraction were determined with respect to the weight of the paraffin feed. Table 1 shows the following: the yield of middle distillate (fraction with a boiling point of 145-360 ° C) obtained by adding the yield of the kerosene fraction and the yield of the gas oil fraction, and the pour point of the gas oil fraction, measured in accordance with JIS K 2269-1987.
Базовый компонент смазочного масла был получен путем воздействия на фракции смазочных масел сольвентной депарафинизации. Ее осуществляли в смешанном растворителе метилэтилкетон-толуол в качестве растворителя, соотношение растворитель/нефть 4-кратное и температура фильтрации -20°С. Выход смазочного масла по отношению к массе парафинового сырья показан в таблице 1.The base component of the lubricating oil was obtained by exposing the lubricating oil fractions to solvent dewaxing. It was carried out in a mixed solvent of methyl ethyl ketone-toluene as a solvent, the solvent / oil ratio was 4-fold and the filtration temperature was -20 ° C. The yield of lubricating oil in relation to the mass of paraffin feed is shown in table 1.
(Пример 2)(Example 2)
Гидрокрекинг парафина, сольвентная депарафинизация и различные измерения были выполнены, как в примере 1, но в этом примере заполнение 100 мл катализатора А-2 предпочтительнее, чем катализатором А-1, в качестве каталитического слоя 1с. Температура гидрокрекинга в реакционной колонне 10 была 310°С при регулировании так, чтобы обеспечить глубину крекинга парафина 80 мас.%. Результаты измерений показаны в таблице 1.Paraffin hydrocracking, solvent dewaxing and various measurements were performed as in Example 1, but in this example, the filling of 100 ml of catalyst A-2 was preferable to catalyst A-1 as a catalytic layer 1c. The hydrocracking temperature in the reaction column 10 was 310 ° C. under regulation so as to provide a paraffin cracking depth of 80% by weight. The measurement results are shown in table 1.
(Сравнительный пример 1)(Comparative example 1)
Гидрокрекинг парафина, сольвентная депарафинизация и различные измерения были выполнены, как в примере 1, за исключением того, что 100 мл катализатора Z-1 было заполнено, когда каталитический слой 1b, каталитический слой 1а и каталитический слой 1b не были введены. Температура гидрокрекинга в реакционной колонне 10 была 317°С при регулировании так, чтобы обеспечить глубину крекинга парафина 80 мас.%. Результаты измерений показаны в таблице 1.Paraffin hydrocracking, solvent dewaxing, and various measurements were performed as in Example 1, except that 100 ml of Z-1 catalyst was filled when catalyst layer 1b, catalyst layer 1a, and catalyst layer 1b were not introduced. The hydrocracking temperature in the reaction column 10 was 317 ° C. under regulation so as to provide a paraffin cracking depth of 80% by weight. The measurement results are shown in table 1.
(Сравнительный пример 2)(Comparative example 2)
Гидрокрекинг парафина, сольвентная депарафинизация и различные измерения были выполнены, как в примере 1, за исключением того, что 100 мл катализатора А-1 было заполнено в качестве каталитического слоя 1а, 100 мл катализатора Z-1 было заполнено в качестве каталитического слоя 1b и каталитический слой 1с не был введен. Температура гидрокрекинга в реакционной колонне 10 была 314°С при регулировании так, чтобы обеспечить глубину крекинга парафина 80 мас.%. Результаты измерений показаны в таблице 1.Paraffin hydrocracking, solvent dewaxing and various measurements were performed as in Example 1, except that 100 ml of catalyst A-1 was filled as catalyst layer 1a, 100 ml of catalyst Z-1 was filled as catalyst layer 1b and catalytic layer 1c was not introduced. The hydrocracking temperature in the reaction column 10 was 314 ° C. when controlled so as to provide a paraffin cracking depth of 80% by weight. The measurement results are shown in table 1.
(Сравнительный пример 3)(Comparative example 3)
Гидрокрекинг парафина, сольвентная депарафинизация и различные измерения были выполнены, как в примере 1, за исключением того, что 100 мл катализатора Z-1 было заполнено в качестве каталитического слоя 1b, 100 мл катализатора A-1 было заполнено в качестве каталитического слоя 1c и каталитический слой 1a не был введен. Температура гидрокрекинга в реакционной колонне 10 была 315°С при регулировании так, чтобы обеспечить глубину крекинга парафина 80 мас.%. Результаты измерений показаны в таблице 1.Paraffin hydrocracking, solvent dewaxing and various measurements were performed as in Example 1, except that 100 ml of catalyst Z-1 was filled as catalytic layer 1b, 100 ml of catalyst A-1 was filled as catalytic layer 1c and catalytic layer 1a was not introduced. The hydrocracking temperature in the reaction column 10 was 315 ° C. under regulation so as to provide a paraffin cracking depth of 80% by weight. The measurement results are shown in table 1.
пр. 1Comp.
pr. 1
пр. 2Comp.
pr. 2
пр. 3Comp.
pr 3
слой 1аCatalytic
layer 1a
слой 1bCatalytic
layer 1b
слой 1сCatalytic
layer 1s
Представленные результаты показывают, что выполнение гидрокрекинга в зоне каталитической реакции, имеющей трехслойную структуру, в которой аморфный твердый кислотный катализатор, катализатор цеолитного типа и аморфный твердый кислотный катализатор располагают в данной последовательности, позволяет достичь и высокого выхода среднего дистиллята, и высокого выхода базового компонента смазочного масла, и в то же время получить фракцию газойля, которая имеет превосходную низкотемпературную текучесть.The presented results show that the performance of hydrocracking in a catalytic reaction zone having a three-layer structure in which an amorphous solid acid catalyst, a zeolite type catalyst and an amorphous solid acid catalyst are arranged in this sequence allows one to achieve both a high yield of middle distillate and a high yield of the base component of the lubricant oil, and at the same time get a gas oil fraction that has excellent low temperature fluidity.
Промышленная применимостьIndustrial applicability
Настоящее изобретение обеспечивает способ гидрокрекинга парафина, который позволяет достичь и высокого выхода среднего дистиллята, и высокого выхода базового компонента смазочного масла в то же самое время, в которое можно получать фракцию газойля, которая имеет превосходную низкотемпературную текучесть.The present invention provides a method for hydrocracking paraffin, which allows to achieve both a high yield of a middle distillate and a high yield of a base component of a lubricating oil at the same time that a gas oil fraction can be obtained that has excellent low temperature fluidity.
Claims (6)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2006095256A JP4769110B2 (en) | 2006-03-30 | 2006-03-30 | Method for hydrocracking wax |
| JP2006-095256 | 2006-03-30 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008142949A RU2008142949A (en) | 2010-05-10 |
| RU2428458C2 true RU2428458C2 (en) | 2011-09-10 |
Family
ID=38563272
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008142949/04A RU2428458C2 (en) | 2006-03-30 | 2007-03-13 | Paraffin hydrocracking method |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4769110B2 (en) |
| CN (1) | CN101410489B (en) |
| AU (1) | AU2007231959B2 (en) |
| MY (1) | MY146666A (en) |
| RU (1) | RU2428458C2 (en) |
| WO (1) | WO2007114000A1 (en) |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1404406A (en) * | 1973-02-08 | 1975-08-28 | British Petroleum Co | Production of lubricating oils |
| US4764266A (en) * | 1987-02-26 | 1988-08-16 | Mobil Oil Corporation | Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants |
| DK0458895T3 (en) * | 1989-02-17 | 1995-11-06 | Chevron Usa Inc | Isomerization of waxy lubricating oils and petroleum wax using a silicoaluminophosphate molsi catalyst |
| CN1046755C (en) * | 1993-10-08 | 1999-11-24 | 阿克佐诺贝尔公司 | Process of hydrogen cracking and hydrogen dewaxing |
| FR2711667B1 (en) * | 1993-10-25 | 1996-02-02 | Inst Francais Du Petrole | Process for the improved production of middle distillates together with the production of oils having high viscosity indices and viscosities, from heavy petroleum fractions. |
| GB2311789B (en) * | 1996-04-01 | 1998-11-04 | Fina Research | Process for converting wax-containing hydrocarbon feedstocks into high-grade middle distillate products |
| US6652735B2 (en) * | 2001-04-26 | 2003-11-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for isomerization dewaxing of hydrocarbon streams |
| AU2003266527A1 (en) * | 2002-09-24 | 2004-04-19 | Nippon Oil Corporation | Hydrocracking catalyst and process for production of liquid hydrocarbons |
-
2006
- 2006-03-30 JP JP2006095256A patent/JP4769110B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-03-13 WO PCT/JP2007/054921 patent/WO2007114000A1/en active Application Filing
- 2007-03-13 CN CN200780011021.1A patent/CN101410489B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-13 AU AU2007231959A patent/AU2007231959B2/en not_active Ceased
- 2007-03-13 MY MYPI20083716A patent/MY146666A/en unknown
- 2007-03-13 RU RU2008142949/04A patent/RU2428458C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007114000A1 (en) | 2007-10-11 |
| CN101410489A (en) | 2009-04-15 |
| JP4769110B2 (en) | 2011-09-07 |
| JP2007269902A (en) | 2007-10-18 |
| MY146666A (en) | 2012-09-14 |
| CN101410489B (en) | 2014-06-04 |
| AU2007231959A1 (en) | 2007-10-11 |
| AU2007231959B2 (en) | 2011-10-13 |
| RU2008142949A (en) | 2010-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4908022B2 (en) | Method for producing hydrocarbon oil and hydrocarbon oil | |
| EA001619B1 (en) | Process for producing lubricating oil base stock | |
| JP5893617B2 (en) | Method for producing Group II and Group III lubricating base oils | |
| RU2687960C2 (en) | Method of converting fischer-tropsch liquids and waxes into lubricant base stock and/or engine fuels | |
| JP2004514022A (en) | Method for producing diesel fuel from integrated lubricating oil feedstock | |
| US20150114882A1 (en) | Method for dewaxing hydrocarbon oil and method for producing lubricating-oil base oil | |
| JP5349736B2 (en) | Method for hydrocracking wax | |
| AU2007216008B2 (en) | Process for hydrogenation of synthetic oil and process for production of fuel base | |
| JP4769085B2 (en) | Method for hydrotreating wax | |
| KR20210138737A (en) | Manufacturing method of lubricating base oil | |
| JP5303110B2 (en) | Method for producing liquid fuel | |
| JP4908037B2 (en) | Method for treating synthetic oil, hydrocarbon oil for kerosene smoke point improver and hydrocarbon oil for diesel fuel base material | |
| JP4658491B2 (en) | Production method of environment-friendly diesel oil | |
| RU2428458C2 (en) | Paraffin hydrocracking method | |
| JP4791167B2 (en) | Hydrorefining method | |
| AU2007232010B2 (en) | Method of hydrotreating wax and process for producing fuel base | |
| RU2768876C2 (en) | Dewaxing catalyst system | |
| JP4711849B2 (en) | Manufacturing method of fuel substrate | |
| RU2425093C2 (en) | Paraffin hydrocracking method and method for obtaining material of fuel base | |
| AU2007213211A1 (en) | Process for hydrogenation of wax and process for production of fuel base | |
| KR20210003742A (en) | Catalyst system for dewaxing | |
| JP4852314B2 (en) | Hydrotreating method | |
| WO2014177429A1 (en) | Catalyst and process for dewaxing of hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180314 |