RU2650190C1 - Способ гидрообработки продукта низкотемпературного синтеза фишера-тропша - Google Patents
Способ гидрообработки продукта низкотемпературного синтеза фишера-тропша Download PDFInfo
- Publication number
- RU2650190C1 RU2650190C1 RU2017131517A RU2017131517A RU2650190C1 RU 2650190 C1 RU2650190 C1 RU 2650190C1 RU 2017131517 A RU2017131517 A RU 2017131517A RU 2017131517 A RU2017131517 A RU 2017131517A RU 2650190 C1 RU2650190 C1 RU 2650190C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reaction
- hydrogen
- catalyst
- diesel fuel
- reaction zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 180
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 87
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 87
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 86
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 84
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 30
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 57
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 20
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 15
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 5
- 239000010953 base metal Substances 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 4
- 241000269350 Anura Species 0.000 claims description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 3
- 229910017313 Mo—Co Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910017318 Mo—Ni Inorganic materials 0.000 claims description 2
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 abstract 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 18
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 7
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 6
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
-
- 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
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/88—Molybdenum
- B01J23/882—Molybdenum and cobalt
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/88—Molybdenum
- B01J23/883—Molybdenum and nickel
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/89—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with noble metals
- B01J23/8913—Cobalt and noble metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/89—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with noble metals
- B01J23/892—Nickel and noble metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1048—Middle distillates
- C10G2300/1055—Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Заявленное изобретение касается способа получения высококачественного дизельного топлива, имеющего низкую температуру текучести. Описан способ гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша, содержащий этапы, на которых: 1) смешивают воск Фишера-Тропша с серосодержащим жидким катализатором в определенной пропорции, причем серосодержащий жидкий катализатор представляет собой низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга или дизельное топливо от коксования; и серосодержащий жидкий катализатор составляет от 20 до 50 мас.% от общей массы серосодержащего жидкого катализатора и воска Фишера-Тропша, вводят в контакт получаемую в результате смесь с водородом, подают водородсодержащую смесь в первую реакционную зону, содержащую катализатор предварительной обработки путем гидрирования, подают выходящий поток из первой реакционной зоны во вторую реакционную зону, содержащую катализатор гидрокрекинга, и осуществляют реакцию гидрокрекинга; 2) подают продукт гидрокрекинга из второй реакционной зоны и нафту, и дизельное топливо Фишера-Тропша в третью реакционную зону, содержащую катализатор гидроочистки, проводят реакцию гидроочистки; подают выходящий поток от реакции гидроочистки в четвертую реакционную зону, содержащую катализатор гидроизомеризации, понижающей температуру текучести, и осуществляют реакцию изомеризации, понижающую температуру текучести; и 3) подают выходящий поток из четвертой реакционной зоны в газожидкостную сепарационную систему C для получения обогащенного водородом газа и жидких продуктов, рециркулируют обогащенный водородом газ, вводят жидкие продукты в дистилляционную систему D для получения нафты, дизельного топлива и хвостовой фракции нефти и возвращают хвостовую фракцию нефти во вторую реакционную зону. Технический результат - увеличение плотности синтезированного дизельного топлива, понижение температуры конденсации, и могут достигаться показатели автомобильного дизельного топлива. 8 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл., 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
[1] Настоящее изобретение предлагает способ гидрообработки продукта низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша и, в частности, способ получения высококачественного дизельного топлива, имеющего низкую температуру текучести, посредством гидрообработки полнофракционного продукта низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша.
Уровень техники, к которой относится изобретение
[2] В связи с уменьшением нефтяных ресурсов и все более строгими законами и положениями о защите окружающей среды в странах мира технологическая разработка альтернативных чистых источников энергии привлекает все большее внимание, причем значительное внимание уделяется технологии синтеза Фишера-Тропша, потому что она может использоваться для производства высококачественного чистого топлива из угля, природного газа, биомассы и другого сырья. Технология синтеза Фишера-Тропша включает технологию высокотемпературного синтеза Фишера-Тропша и технологию низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша в зависимости от температуры реакции. Состав продукта синтеза Фишера-Тропша значительно отличается от состава нефтепродукта и вследствие ограничения правил Андерсона-Шульца-Флори его основные продукты включают углеводороды C4-C70 и небольшое количество сложной смеси, содержащей кислородсодержащее соединение с низкомолекулярным ароматическим углеводородом без серы, азота и металла. Продукт низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша главным образом состоит из парафина с неразветвленной цепью и олефина и содержит небольшое количество кислородсодержащего соединения; кроме того, продукт содержит приблизительно 40% воска, его температура текучести является чрезмерно высокой, хотя его цетановое число выше 70; и продукт имеет неудовлетворительные свойства текучести при низкой температуре и не может использоваться непосредственно в качестве топлива для транспортных средств. Кроме того, все фракции продукта синтеза Фишера-Тропша должны подвергаться соответствующей гидрообработке и улучшению характеристик для получения высококачественного продукта.
[3] Одна из основных целей технологии синтеза Фишера-Тропша представляет собой производство высококачественного дизельного топлива. Продукт низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша содержит высокомолекулярный парафин с неразветвленной цепью, имеет высокую температуру текучести, низкую плотность и другие характеристики; соответственно фракция дизельного топлива после гидрообработки имеет высокую температуру текучести и низкую плотность и не может непосредственно продаваться в качестве товарного дизельного топлива. Кроме того, продукт содержит определенное количество олефиновых углеводородов, которые могут приводить к закоксовыванию и инактивации катализатора, потому что катализатор легко может локально высвобождать большое количество тепла в процессе гидрообработки и конверсии; и чрезмерное высвобождение тепла может вызывать быстрое повышение температуры слоя катализатора, что плохо для регулирования температуры слоя. Таким образом, должен быть разработан соответствующий способ обработки продукта низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша в целях получения продукта, представляющего собой высококачественное дизельное топливо.
[4] Патент США № US6858127 описывает способ получения среднего дистиллята и данный способ включает следующие стадии: гидрокрекинг по меньшей мере одной части синтезированной нефти, отделение содержащихся в нем керосиновых фракций и фракций дизельного топлива, гидрокрекинг хвостовой фракции нефти и керосиновых фракций и фракций дизельного топлива в отделенном продукте, причем плотность фракций дизельного топлива составляет 0,78 г/см3, и температура текучести составляет от -28 до 0°C. Недостаток данного способа заключается в том, что плотность фракций дизельного топлива является низкой и не может достигать показателя дизельного топлива для транспортных средств.
[5] Патентная заявка КНР № CN 200510068183.1 предлагает технологический способ осуществления гидрообработки и повышения качества продукта синтеза Фишера-Тропша. Согласно данному способу осуществляется гидрообработка трех компонентов, включая высокотемпературный конденсат, низкотемпературный конденсат и синтетический воск, получаемых посредством естественного разделения продуктов реакции синтез Фишера-Тропша, причем высокотемпературный конденсат и низкотемпературный конденсат вводятся в реактор гидрообработки после смешивания и вступают в процессы гидродеоксигенации, насыщения олефинов и другие реакции при температуре от 250 до 420°C в присутствии водорода (парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15,0 МПа) и катализатора гидроочистки; продукт после гидрирования поступает в ректификационную колонну и разделяется на нафту, дизельное топливо и тяжелую фракцию нефти. Тяжелая фракция нефти и синтетический воск поступают в реактор изокрекинга после смешения и вступают в реакцию изокрекинга при температуре от 300 до 450°C в присутствии водорода (парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15,0 МПа) и катализатора. Продукт после изокрекинга разделяется на нафту, дизельное топливо и хвостовую фракцию нефти после фракционирования. Хвостовая фракция нефти рециркулирует обратно в реактор изокрекинга для продолжения крекинга или используется в качестве углеводородной основы смазочного масла. Выход дизельного топлива в качестве продукта, производимого данным способом, составляет более чем 85 маc.%, и цетановое число превышает 80. Кроме того, недостаток данного способа заключается в том, что катализатор может легко закоксовываться, если конденсат Фишера-Тропша направляется в реактор каталитической гидроочистки, соответственно повышается скорость инактивации, и рабочий цикл очистки сокращается; и синтетический воск поступает в реактор гидрокрекинга без гидроочистки, и в результате этого увеличиваются капитальные расходы на гидрокрекинг.
[6] Патентная заявка КНР № CN 200710065309 описывает способ гидрообработки синтетической нефти Фишера-Тропша, и данный способ включает следующие стадии: сначала осуществляется гидрообработка полнофракционной синтетической нефти Фишера-Тропша, затем происходит отделение фракции дизельного топлива 1 от продукта, гидрокрекинг хвостовой фракции нефти и повторное отделение фракции дизельного топлива 2 от продукта гидрокрекинга, причем температура текучести фракции дизельного топлива 1 находится в интервале от 2 до 5°C, и температура текучести фракции дизельного топлива 2 составляет -50°C. Данный способ может производить одну часть дизельного топлива, имеющего низкую температуру текучести, но является сложным процессом; и процесс включает две системы разделения, что увеличивает стоимость.
[7] Публикация патента КНР № CN 10320527A описывает способ превращения продукта синтеза Фишера-Тропша в нафту, дизельное топливо и сжиженный нефтяной газ. Данный способ включает следующие стадии: сначала гидроочистка синтетической нефти и воска Фишера-Тропша, гидрокрекинг хвостовой фракции нефти после очистки, осуществление реакции гидродепарафинизации тяжелых компонентов дизельного топлива для получения дизельного топлива, имеющего низкую температуру текучести. Данный способ является сложным и получаемое в качестве продукта дизельное топливо имеет низкую плотность и не может удовлетворять показателям дизельного топлива для транспортных средств.
Сущность изобретения
[8] С учетом описанных выше проблем одна задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша для получения синтетического дизельного топлива, имеющего низкую температуру текучести; причем данный способ гидрообработки должен представлять собой простой процесс с низким потреблением энергии, а синтезированное дизельное топливо должно иметь относительно высокую плотность.
[9] Для решения вышеупомянутой задачи, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша, причем данный способ включает:
[10] 1) смешивание воска Фишера-Тропша с серосодержащим жидким катализатором в определенной пропорции, введение получаемой в результате смеси в контакт с водородом, введение водородсодержащей смеси в первую реакционную зону, содержащую катализатор предварительной обработки путем гидрирования, подачу выходящего потока из первой реакционной зоны во вторую реакционную зону, содержащую катализатор гидрокрекинга, и осуществление реакции гидрокрекинга;
[11] 2) подачу продукта гидрокрекинга из второй реакционной зоны и нафты и дизельного топлива Фишера-Тропша в третью реакционную зону, содержащую катализатор гидроочистки, осуществление реакции гидроочистки; подачу выходящего потока от реакции гидроочистки в четвертую реакционную зону, содержащую катализатор гидроизомеризации, понижающей температуру текучести, и осуществление реакции изомеризации, понижающей температуру текучести; и
[12] 3) подачу выходящего потока из четвертой реакционной зоны в газо-жидкостную сепарационную систему C для получения обогащенного водородом газа и жидких продуктов, рециркуляция обогащенного водородом газа, введение жидких продуктов в дистилляционную систему D для получения нафты, дизельного топлива и хвостовой фракции нефти и возвращение хвостовой фракции нефти во вторую реакционную зону.
[13] В классе данного варианта осуществления серосодержащий жидкий катализатор на стадии 1) представляет собой низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга или дизельное топливо от коксования; и серосодержащий жидкий катализатор составляет от 20 до 50 мас.% общей массы серосодержащего жидкого катализатора и воска Фишера-Тропша.
[14] В классе данного варианта осуществления на стадии 1) предварительная обработка путем гидрирования осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 300 до 370°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,5 до 2,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1500.
[15] В классе данного варианта осуществления на стадии 1) реакция гидрокрекинга осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 330 до 410°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 600 до 1500.
[16] В классе данного варианта осуществления на стадии 2), реакция гидроочистки осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 340°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1200.
[17] В классе данного варианта осуществления на стадии 2), реакция изомеризации, понижающей температуру текучести, осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 400°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 400 до 1200.
[18] В классе данного варианта осуществления катализатор предварительной обработки путем гидрирования или гидроочистки содержит носитель, выбранный из оксида алюминия или кремнийсодержащего оксида алюминия, и активный металл для гидрирования, нанесенный на носитель; активный металл для гидрирования включает, по меньшей мере, два активных компонента, представляющих собой неблагородные металлы VIБ группы и/или VIII группы; и содержание оксидов активных металлов составляет от 25 до 40 мас.% общей массы катализатора.
[19] В классе данного варианта осуществления катализатор гидрокрекинга содержит в качестве носителя кислый материал, выбранный из аморфных оксидов кремния и алюминия, молекулярного сита или их смеси, и активный металл для гидрирования, который представляет собой сочетание металла VIБ группы, включая молибден (Mo) и вольфрам (W), и металл VIII группы, включая кобальт (Co), никель (Ni), платину (Pt) и палладий (Pd). Содержание оксидов активных металлов составляет от 25 до 40 мас.% общей массы катализатора.
[20] В классе данного варианта осуществления носитель катализатора гидрокрекинга представляет собой сочетание аморфных оксидов кремния и алюминия и одно или несколько веществ, выбранных из молекулярного сита типа Y, молекулярного сита типа β, молекулярного сита типа ZSM и молекулярного сита типа SAPO; и активный металл для гидрирования представляет собой сочетание W-Ni, Mo-Ni или Mo-Co.
[21] В классе данного варианта осуществления хвостовую фракцию нефти, отделенную на стадии 3), полностью или частично повторно подают во вторую реакционную зону для гидрокрекинга.
[22] Преимущества способа гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша согласно настоящему изобретению заключаются в следующем: способ согласно настоящему изобретению в полной мере обеспечивает полное использование характеристик продукта синтеза Фишера-Тропша и может повышать плотность синтетического дизельного топлива, одновременно обеспечивая подходящую скорость технологического потока и легирование жидкого катализатора в определенной пропорции; и поскольку катализаторы гидроочистки, гидрокрекинга и изомеризации представляют собой катализаторы на основе неблагородных металлов, требуется H2S, который может сохраняться в определенной концентрации в рециркулирующем водороде, чтобы поддерживать активность катализатора в процессе реакции; при этом продукт синтеза Фишера-Тропша не содержит серу, а жидкий катализатор, добавляемый согласно настоящему изобретению, содержит серу, играющую роль вулканизирующего вещества. Кроме того, легкие компоненты Фишера-Тропша также содержат в определенном количестве олефины и небольшое количество кислородсодержащих соединений, которые могут производить большое количество тепла, если они подвергаются индивидуальной гидроочистке, и легко приводить к закоксовыванию и инактивации катализатора вследствие чрезмерного локального высвобождения тепла катализатора; и это чрезмерное тепловыделение может также приводить к быстрому повышению температуры слоя катализатора, что является отрицательным моментом для регулирования температуры слоя; таким образом, должно вводиться большое количество холодного водорода для регулирования температуры. Воск Фишера-Тропша, содержащий небольшое количество ненасыщенных олефинов, подвергается предварительной обработке путем гидрирования и гидрокрекинга согласно настоящему изобретению; выходящий поток играет роль в аккумулировании тепла, и в результате этого обеспечивается тепло и обогащенный водородом газ для реакции гидроочистки, и образуется "тепловая ловушка", аккумулируя тепло для гидроочистки. Это является благоприятным фактором для регулирования температуры слоя катализатора, значительно уменьшает количество отводящего тепло охлаждающего водорода, требуемого для секции гидроочистки, а также уменьшает потребление энергии. Благодаря данному способу повышается плотность синтетического дизельного топлива, понижается температура текучести, и синтетическое дизельное топливо достигает показателей дизельного топлива для транспортных средств.
Краткое описание чертежей
[23] Фиг. 1 представляет собой блок-схему способа гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание вариантов осуществления
[24] Следующее описание в сочетании с фиг. 1 дополнительно и подробно представляет способ гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша.
[25] Как представлено на чертеже, первый реактор A содержит первую реакционную зону A1 и вторую реакционную зону A2 в продольном направлении; катализатор предварительной обработки путем гидрирования располагается на слое первой реакционной зоны A1, и катализатор гидрокрекинга располагается на слое второй реакционной зоны A2; и обогащенный водородом газ вводится внутрь через трубу 5 из верхней части первого реактора A. 1) Воск Фишера-Тропша и серосодержащий жидкий катализатор смешиваются друг с другом, а затем смешиваются друг с обогащенным водородом газом после введения в первый реактор A через трубу 1; сначала смесь подвергается предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и после реакции выходящий поток поступает во вторую реакционную зону A2 для осуществления гидрокрекинга.
[26] 2) Второй реактор B содержит третью реакционную зону B1 и четвертую реакционную зону B2 в продольном направлении; и катализатор гидроочистки помещается на слой третьей реакционной зоны B1, а катализатор гидрокрекинга помещается на слой четвертой реакционной зоны B2.
[27] 3) Подвергнутый крекингу продукт из второй реакционной зоны A2 смешивается с легкими компонентами Фишера-Тропша (дизельное топливо и нафта Фишера-Тропша) через трубу 3 и поступают в третью реакционную зону B1 второго реактора B через трубу 2 для реакции гидроочистки; продукт после очистки поступает в четвертую реакционную зону для осуществления реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести. Продукт после реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести, поступает в газожидкостный сепаратор C через трубу 6, компоненты газовой фазы (представляющие собой, главным образом, водород и содержащие при этом сероводород) поступают в циркуляционный компрессор E через трубу 7; обогащенный водородом газ после сжатия смешивается со свежим водородом из трубы 4 и поступает внутрь c верхней части первого реактора A через трубу 5. Жидкофазные компоненты поступают в систему фракционирования D через трубу 8 для фракционирования и получения сухого газа 9, нафты 10, дизельного топлива 11 и хвостовой фракции нефти 12. Кроме того, хвостовая фракция нефти 12 рециркулирует полностью или частично во вторую реакционную зону A2 в первом реакторе A для рециркуляционного крекинга.
[28] Серосодержащий жидкий катализатор на стадии 1) представляет собой низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга и дизельное топливо от коксования; и серосодержащий жидкий катализатор составляет от 10 до 65 мас.% общей массы серосодержащего жидкого катализатора и воска Фишера-Тропша, в частности от 20 до 50 мас.%.
[29] На стадии 1) предварительная обработка путем гидрирования осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 390°C; парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 300 до 2000.
[30] Предпочтительно предварительная обработка путем гидрирования осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 300 до 370°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,5 до 2,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1500.
[31] На стадии 1) реакция гидрокрекинга осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 300 до 450°C; парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 300 до 2000.
[32] Предпочтительно на стадии 1) реакция гидрокрекинга осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 330 до 410°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и масла составляет от 600 до 1500.
[33] На стадии 2) реакция гидроочистки осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 250 до 380°C; парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 300 до 2000. Предпочтительно, реакция гидроочистки осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 340°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1200.
[34] На стадии 2) реакция изомеризации, понижающей температуру текучести, осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 250 до 450°C; парциальное давление водорода составляет от 2,0 до 15 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 300 до 2000. Предпочтительно реакция изомеризации, понижающей температуру текучести, осуществляется в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 400°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 400 до 1200.
[35] Катализатор предварительной обработки путем гидрирования или гидроочистки содержит носитель, выбранный из оксида алюминия или кремнийсодержащего оксида алюминия, и активный металл для гидрирования, нанесенный на носитель; активный металл для гидрирования включает по меньшей мере два активных компонента, представляющих собой неблагородные металлы группы VIБ и/или VIII группы; и содержание оксидов активных металлов составляет от 10 до 50 мас.% общей массы катализатора, предпочтительно от 25 до 40 мас.%.
[36] Катализатор гидрокрекинга содержит в качестве носителя кислый материал, выбранный из аморфных двойных оксидов кремния и алюминия, молекулярного сита или их смеси, и активный металл для гидрирования, который представляет собой сочетание металла VIБ, включая молибден (Mo) и вольфрам (W), и металл VIII группы, включая кобальт (Co), никель (Ni), платину (Pt) и палладий (Pd). Содержание оксидов активных металлов составляет от 10 до 50 мас.% общей массы катализатора, предпочтительно, от 25 до 40 мас.%.
[37] Кислотный центр катализатора гидрокрекинга выполняет две функции, включая крекинг и изомеризацию, и его носитель может представлять собой один или несколько материалов, выбранных из молекулярного сита типа Y, молекулярного сита типа β, молекулярного сита типа ZSM и молекулярного сита типа SAPO. Кроме того, катализатор гидрокрекинга также содержит аморфные оксиды кремния и алюминия.
[38] Хвостовая фракция нефти, отделенная на стадии 3), может полностью или частично повторно подаваться во вторую реакционную зону для гидрокрекинга.
[39] Катализатор гидрокрекинга, используемый в способе согласно настоящему изобретению, может также представлять собой существующий товарный катализатор гидроочистки.
[40] Катализатор гидроизомеризации, понижающей температуру текучести, используемый на стадии 2), может представлять собой существующие товарные катализаторы гидроизомеризации, понижающей температуру текучести.
[41] Согласно настоящему изобретению серосодержащий жидкий катализатор содержит низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга или дизельное топливо от коксования.
[42] Для дополнительного разъяснения основных положений настоящего изобретения далее представлено подробное описание настоящего изобретения в связи с конкретным вариантом осуществления; однако настоящее изобретение не ограничивается представленным ниже вариантом осуществления.
Пример 1
[43] Низкотемпературный воск Фишера-Тропша смешивали с серосодержащим жидким катализатором, содержащим низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга, в соответствии с определенной массовой пропорцией. Низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга составляло 25% общей массы смеси. Свойства низкотемпературного воска Фишера-Тропша и жидкого катализатора, содержащего низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга, представлены в таблице 1. Смешанное сырье вводили в первый реактор A для смешения с обогащенным водородом газом, и смесь сначала подвергали предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и затем реакцию гидрокрекинга осуществляли во второй реакционной зоне A2; продукты, полученные от реакции гидрокрекинга, вводили в третью реакционную зону B1 второго реактора B с дизельным топливом и нафтой Фишера-Тропша (см. в таблице 1 свойства дизельного топлива Фишера-Тропша) для осуществления реакции гидроочистки; продукты, полученные от реакции гидроочистки, вводили в четвертую реакционную зону B2 для реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести; продукты, полученные от реакции, фракционировали с использованием системы фракционирования для получения фракции дизельного топлива № 1. См. в таблице 2 свойства фракции дизельного топлива № 1.
[44] Условия реакции предварительной обработки путем гидрирования: температура реакции составляла 350°C, давление реакции составляло 6,0 МПа, часовая объемная скорость жидкости (LHSV) составляла 1,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидрокрекинга: температура реакции составляла 380°C, давление реакции составляло 6,0 МПа, LHSV составляла 1,5 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидроочистки: температура реакции составляла 310°C, давление реакции составляло 6,0 МПа, LHSV составляла 3,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидроизомеризации, понижающей температуру текучести: температура реакции составляла 350°C, давление реакции составляло 6,0 МПа, LHSV составляла 3,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000.
Пример 2
[45] В данном примере использовали такое же смешанное сырье, как в примере 1, и смешанное сырье вводили в первый реактор A для смешивания с обогащенным водородом газом, и смесь сначала подвергали предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и затем реакцию гидрокрекинга осуществляли во второй реакционной зоне A2; продукты, получаемые от реакции, гидрокрекинга, вводили в третью реакционную зону B1 второго реактора B с дизельным топливом и нафтой Фишера-Тропша (см. в таблице 1 свойства дизельного топлива Фишера-Тропша) для осуществления реакции гидроочистки; продукты, получаемые от реакции гидроочистки, вводили в четвертую реакционную зону B2 для реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести; продукты, получаемые от реакции, фракционировали с использованием системы фракционирования для получения фракции дизельного топлива № 2. См. в таблице 2 свойства фракции дизельного топлива № 2.
[46] Условия реакции предварительной обработки путем гидрирования: температура реакции составляла 360°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, часовая объемная скорость жидкости (LHSV) составляла 1,5 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидрокрекинга: температура реакции составляла 390°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 2,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроочистки: температура реакции составляла 330°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 4,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроизомеризации, понижающей температуру текучести: температура реакции составляла 360°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 3,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200.
Пример 3
[47] Низкотемпературный воск Фишера-Тропша смешивали с серосодержащим жидким катализатором, включающим низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга, в соответствии с определенной массовой пропорцией. Низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга составляло 40% общей массы смеси. Смешанное сырье вводили в первый реактор A для смешивания с обогащенным водородом газом, и смесь сначала подвергали предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и затем реакцию гидрокрекинга осуществляли во второй реакционной зоне A2; продукты, полученные от реакции гидрокрекинга, вводили в третью реакционную зону B1 второго реактора B с дизельным топливом и нафтой Фишера-Тропша (см. в таблице 1 свойства дизельного топлива Фишера-Тропша) для осуществления реакции гидроочистки; продукты, полученные от реакции гидроочистки, вводили в четвертую реакционную зону B2 для реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести; продукты, полученные от реакции, фракционировали с использованием системы фракционирования для получения фракции дизельного топлива № 3. См. в таблице 2 свойства фракции дизельного топлива № 3.
[48] Условия реакции предварительной обработки путем гидрирования: температура реакции составляла 365°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, часовая объемная скорость жидкости (LHSV) составляла 1,5 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидрокрекинга: температура реакции составляла 380°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 2,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроочистки: температура реакции составляла 330°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 4,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроизомеризации, понижающей температуру текучести: температура реакции составляла 360°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 4,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200.
Пример 4
[49] Низкотемпературный воск Фишера-Тропша смешивали с серосодержащим жидким катализатором, содержащим низкосортное дизельное топливо от коксования, в соответствии с определенной массовой пропорцией. Низкосортное дизельное топливо от коксования составляло 40% общей массы смеси. Свойства жидкого катализатора, содержащего низкосортное дизельное топливо от коксования, представлены в таблице 1. Смешанное сырье вводили в первый реактор A для смешивания с обогащенным водородом газом, и смесь сначала подвергали предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и затем реакцию гидрокрекинга осуществляли во второй реакционной зоне A2; продукты, полученные от реакции гидрокрекинга, вводили в третью реакционную зону B1 второго реактора B с дизельным топливом и нафтой Фишера-Тропша (см. в таблице 1 свойства дизельного топлива Фишера-Тропша) для осуществления реакции гидроочистки; продукты, полученные от реакции гидроочистки, вводили в четвертую реакционную зону B2 для реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести; продукты, полученные от реакции, фракционировали с использованием системы фракционирования для получения фракции дизельного топлива № 4. См. в таблице 2 свойства фракции дизельного топлива № 4.
[50] Условия реакции предварительной обработки путем гидрирования: температура реакции составляла 365°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, часовая объемная скорость жидкости (LHSV) составляла 1,5 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидрокрекинга: температура реакции составляла 380°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 2,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроочистки: температура реакции составляла 330°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 4,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200. Условия гидроизомеризации, понижающей температуру текучести: температура реакции составляла 360°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 4,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1200.
Сравнительный пример 1
[51] Низкотемпературный воск Фишера-Тропша вводили в первый реактор A для смешивания с обогащенным водородом газом, и смесь сначала подвергали предварительной обработке путем гидрирования в первой реакционной зоне A1, и затем реакцию гидрокрекинга осуществляли во второй реакционной зоне A2; продукты, полученные от реакции гидрокрекинга, вводили в третью реакционную зону B1 второго реактора B с дизельным топливом и нафтой Фишера-Тропша (см. в таблице 1 свойства дизельного топлива Фишера-Тропша) для осуществления реакции гидроочистки; продукты, полученные от реакции гидроочистки, вводили в четвертую реакционную зону B2 для реакции гидроизомеризации, понижающей температуру текучести; продукты, полученные от реакции, фракционировали с использованием системы фракционирования для получения фракции дизельного топлива № 5. См. в таблице 2 свойства фракции дизельного топлива № 5.
[52] Условия реакции предварительной обработки путем гидрирования: температура реакции составляла 330°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, часовая объемная скорость жидкости (LHSV) составляла 1,5 ч-1 и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидрокрекинга: температура реакции составляла 400°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 1,5 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидроочистки: температура реакции составляла 330°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 3,0 ч-1, и объемное соотношение водорода и нефти составляло 1000. Условия гидроизомеризации, понижающей температуру текучести: температура реакции составляла 360°C, давление реакции составляло 8,0 МПа, LHSV составляла 3,0 ч-1 и объемное соотношение водорода и масла составляло 1000.
Таблица 1 Свойства воска, дизельного топлива Фишера-Тропша и жидкого катализатора
| Свойства | Воск Фишера-Тропша | Дизельное топливо Фишера-Тропша | Низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга | Низкосортное дизельное топливо от коксования |
| Плотность (20°C), г/см3 | 0,7967 | 0,7621 | 0,8962 | 0,8373 |
| Диапазон дистилляции,°C | 217-740 | 138-328 | 184-360 | 203-345 |
| Сера, мкг/г | - | - | 7000 | 5000 |
| Азот, мкг/г | - | - | 882 | 1212 |
| Температура текучести,°C | - | 25 | -8 | -11 |
| Цетановое число | - | 69,8 | 33,9 | 49 |
Таблица 2 Свойства продуктов
| Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | Пример 4 | Сравнительный пример 1 | |
| Свойства продуктов | Дизельное топливо № 1 | Дизельное топливо № 2 | Дизельное топливо № 3 | Дизельное топливо № 4 | Дизельное топливо № 5 |
| Плотность (20°C), г/см3 | 0,8243 | 0,8211 | 0,8325 | 0,8200 | 0,7413 |
| Сера, мкг/г | <10,0 | <10,0 | <10,0 | <10,0 | <1,0 |
| Температура текучести, °C | -25 | -31 | -35 | -36 | 2 |
| Цетановое число | 55 | 54 | 53 | 58 | 61 |
[53] Как показывает таблица 2, когда жидкий катализатор легируется в определенной пропорции способом согласно настоящему изобретению, плотность фракции дизельного топлива, получаемого посредством преобразования продукта низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша, составляет более чем 0,82 г/см3, содержание серы в ней составляет менее чем 10,0 мкг/г, и ее цетановое число больше 51, и в результате этого обеспечиваются показатели стандарта евро V. Кроме того, за счет способа согласно настоящему изобретению температура текучести получаемого дизельного топлива ниже 0°C, что может удовлетворять требованиям свойства низкотемпературной текучести дизельного топлива в местности с низкой температурой. Однако если воск Фишера-Тропша подвергается гидрокрекингу независимо, например, в пропорции 1, плотность получаемого дизельного топлива составляет только 0,7413 г/см3 и его плотность не может достигать показателей дизельного топлива для транспортных средств, и его температура текучести составляет только 2°C, что не может удовлетворять требованиям низкотемпературного дизельного топлива для местности с низкой температурой.
Claims (12)
1. Способ гидрообработки продуктов низкотемпературного синтеза Фишера-Тропша, содержащий этапы, на которых:
1) смешивают воск Фишера-Тропша с серосодержащим жидким катализатором в определенной пропорции, причем серосодержащий жидкий катализатор представляет собой низкосортное дизельное топливо от каталитического крекинга или дизельное топливо от коксования; и серосодержащий жидкий катализатор составляет от 20 до 50 мас.% от общей массы серосодержащего жидкого катализатора и воска Фишера-Тропша, вводят в контакт получаемую в результате смесь с водородом, подают водородсодержащую смесь в первую реакционную зону, содержащую катализатор предварительной обработки путем гидрирования, подают выходящий поток из первой реакционной зоны во вторую реакционную зону, содержащую катализатор гидрокрекинга, и осуществляют реакцию гидрокрекинга;
2) подают продукт гидрокрекинга из второй реакционной зоны и нафту, и дизельное топливо Фишера-Тропша в третью реакционную зону, содержащую катализатор гидроочистки, проводят реакцию гидроочистки; подают выходящий поток от реакции гидроочистки в четвертую реакционную зону, содержащую катализатор гидроизомеризации, понижающей температуру текучести, и осуществляют реакцию изомеризации, понижающую температуру текучести; и
3) подают выходящий поток из четвертой реакционной зоны в газожидкостную сепарационную систему C для получения обогащенного водородом газа и жидких продуктов, рециркулируют обогащенный водородом газ, вводят жидкие продукты в дистилляционную систему D для получения нафты, дизельного топлива и хвостовой фракции нефти и возвращают хвостовую фракцию нефти во вторую реакционную зону.
2. Способ по п. 1, в котором на стадии 1) предварительную обработку путем гидрирования осуществляют в следующих условиях: температура реакции составляет от 300 до 370°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,5 до 2,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1500.
3. Способ по п. 1, в котором на стадии 1) реакцию гидрокрекинга осуществляют в следующих условиях: температура реакции составляет от 330 до 410°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 600 до 1500.
4. Способ по п. 1, в котором на стадии 2) реакцию гидроочистки осуществляют в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 340°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 500 до 1200.
5. Способ по п. 1, в котором на стадии 2) реакцию изомеризации, понижающую температуру текучести, осуществляют в следующих условиях: температура реакции составляет от 280 до 400°C; парциальное давление водорода составляет от 4,0 до 10 МПа; объемная скорость составляет от 0,4 до 6,0 ч-1; и объемное соотношение водорода и нефти составляет от 400 до 1200.
6. Способ по п. 1, в котором катализатор предварительной обработки путем гидрирования или гидроочистки содержит носитель, выбранный из оксида алюминия или кремнийсодержащего оксида алюминия, и активный металл для гидрирования, нанесенный на носитель; активный металл для гидрирования содержит по меньшей мере два активных компонента из неблагородных металлов группы VIБ и/или VIII группы; и содержание оксидов активных металлов составляет от 25 до 40 мас.% от общей массы катализатора.
7. Способ по п. 1, в котором катализатор гидрокрекинга содержит в качестве носителя кислый материал, выбранный из аморфных оксида кремния и оксида алюминия, молекулярного сита или их смеси, и активный металл для гидрирования, который представляет собой сочетание металла VIБ группы , включая молибден (Mo) и вольфрам (W), и металл VIII группы, включая кобальт (Co), никель (Ni), платину (Pt) и палладий (Pd); и содержание оксидов активных металлов составляет от 25 до 40 мас.% от общей массы катализатора.
8. Способ по п. 7, в котором носитель катализатора гидрокрекинга представляет собой сочетание аморфных оксида кремния и оксида алюминия и одно или несколько веществ, выбранных из молекулярного сита типа Y, молекулярного сита типа β, молекулярного сита типа ZSM и молекулярного сита типа SAPO; и активный металл для гидрирования представляет собой сочетание W-Ni, Mo-Ni или Mo-Co.
9. Способ по п. 1, в котором хвостовую фракцию нефти, отделенную на стадии 3), полностью или частично повторно подают во вторую реакционную зону для гидрокрекинга.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510071747.0 | 2015-02-11 | ||
| CN201510071747.0A CN104611056B (zh) | 2015-02-11 | 2015-02-11 | 一种低温费托合成产物的加氢处理方法 |
| PCT/CN2016/073024 WO2016127840A1 (zh) | 2015-02-11 | 2016-02-01 | 一种低温费托合成产物的加氢处理方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2650190C1 true RU2650190C1 (ru) | 2018-04-11 |
Family
ID=53145710
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017131517A RU2650190C1 (ru) | 2015-02-11 | 2016-02-01 | Способ гидрообработки продукта низкотемпературного синтеза фишера-тропша |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10227537B2 (ru) |
| EP (1) | EP3257918A4 (ru) |
| JP (1) | JP6501897B2 (ru) |
| KR (1) | KR101987436B1 (ru) |
| CN (1) | CN104611056B (ru) |
| AU (1) | AU2016218804B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017017299A2 (ru) |
| CA (1) | CA2976291A1 (ru) |
| RU (1) | RU2650190C1 (ru) |
| WO (1) | WO2016127840A1 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104611056B (zh) * | 2015-02-11 | 2017-03-08 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 一种低温费托合成产物的加氢处理方法 |
| CN105148909B (zh) * | 2015-08-31 | 2017-11-28 | 上海纳克润滑技术有限公司 | 一种用于烃类加氢裂化的负载型催化剂及其制备和使用方法 |
| CN105778995B (zh) * | 2016-04-18 | 2018-03-20 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 低温费托合成油与劣质原料油联合加氢生产优质柴油的方法及其设备 |
| KR102625447B1 (ko) * | 2017-12-29 | 2024-01-16 | 차이나 페트로리움 앤드 케미컬 코포레이션 | 왁스 오일 수소첨가분해 방법 및 시스템 |
| CN111659462B (zh) * | 2020-06-30 | 2023-10-27 | 中化泉州石化有限公司 | 一种高活性异构降凝催化剂的制备方法 |
| CN113908817B (zh) * | 2020-07-09 | 2024-04-09 | 国家能源投资集团有限责任公司 | 催化剂用载体及其制备方法、降凝催化剂及其制备方法与应用 |
| CN114437788B (zh) * | 2020-10-19 | 2023-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种费托合成油加工工艺 |
| CN114437791B (zh) * | 2020-10-19 | 2023-03-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 费托合成油低压、长周期加氢裂化工艺 |
| CN115612523B (zh) * | 2021-07-13 | 2023-10-20 | 国家能源投资集团有限责任公司 | 费托合成的加氢裂化原料的精制方法、精制加氢裂化原料 |
| CN116060110B (zh) * | 2021-10-29 | 2024-06-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种费托合成蜡加氢裂化催化剂及其制备方法 |
| CN116064082A (zh) * | 2021-10-29 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多产低凝柴油的两段加氢裂化方法 |
| CN116120966A (zh) * | 2021-11-15 | 2023-05-16 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种宽馏程费托合成蜡加氢转化的方法 |
| CN116262882A (zh) * | 2021-12-13 | 2023-06-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产石脑油、轻质乙烯料和优质尾油的加氢裂化方法 |
| WO2024107632A1 (en) | 2022-11-14 | 2024-05-23 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Amorphous catalysts for hydrocracking of fischer-tropsch wax |
| WO2024107626A1 (en) | 2022-11-14 | 2024-05-23 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Catalysts for hydrocracking of fischer-tropsch wax |
| CN115895719B (zh) * | 2023-01-04 | 2024-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种高芳烃催化裂化柴油深度加氢转化的工艺方法 |
| CN116240045B (zh) * | 2023-01-04 | 2024-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种高芳烃催化裂化柴油深度加氢转化的工艺方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0635557B1 (en) * | 1993-07-22 | 2000-03-01 | Exxon Research And Engineering Company | Middle distillate fuel production |
| US20020146358A1 (en) * | 2001-04-04 | 2002-10-10 | Smith Ben D. | Graded catalyst bed for split-feed hydrocracking/hydrotreating |
| RU2283857C2 (ru) * | 2001-07-06 | 2006-09-20 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Способ получения средних дистиллятов гидроизомеризацией и гидрокрекингом тяжелой фракции из продуктов, полученных способом фишера-тропша, и устройство для его осуществления |
| CN101210198A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产优质柴油和优质重整原料的加氢方法 |
| CN101821364A (zh) * | 2007-09-28 | 2010-09-01 | 日本石油天然气·金属矿物资源机构 | 柴油燃料基材的制造方法及得到的柴油燃料基材 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4943672A (en) * | 1987-12-18 | 1990-07-24 | Exxon Research And Engineering Company | Process for the hydroisomerization of Fischer-Tropsch wax to produce lubricating oil (OP-3403) |
| US6515034B2 (en) * | 2001-05-11 | 2003-02-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Co-hydroprocessing of Fischer-Tropsch products and crude oil fractions |
| US20030221990A1 (en) * | 2002-06-04 | 2003-12-04 | Yoon H. Alex | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle |
| US20040159582A1 (en) * | 2003-02-18 | 2004-08-19 | Simmons Christopher A. | Process for producing premium fischer-tropsch diesel and lube base oils |
| US7374657B2 (en) * | 2004-12-23 | 2008-05-20 | Chevron Usa Inc. | Production of low sulfur, moderately aromatic distillate fuels by hydrocracking of combined Fischer-Tropsch and petroleum streams |
| US20070062847A1 (en) * | 2005-09-16 | 2007-03-22 | Hyde Evan P | Integrated lubricant upgrading process using once-through, hydrogen-containing treat gas |
| CN101230291B (zh) * | 2007-01-23 | 2012-02-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低能耗的费托合成产物的加工方法 |
| CN101177625B (zh) * | 2007-04-11 | 2011-12-07 | 中科合成油技术有限公司 | 费-托合成油的加氢处理工艺 |
| CN101177619A (zh) * | 2007-04-13 | 2008-05-14 | 中科合成油技术有限公司 | 由费-托合成蜡生产柴油和化工原料的方法 |
| FR2926087B1 (fr) * | 2008-01-04 | 2010-02-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede multietapes de production de distillats moyens par hydroisomerisation et hydrocraquage d'un effluent produit par le procede fischer-tropsch |
| CN104611056B (zh) * | 2015-02-11 | 2017-03-08 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 一种低温费托合成产物的加氢处理方法 |
-
2015
- 2015-02-11 CN CN201510071747.0A patent/CN104611056B/zh active Active
-
2016
- 2016-02-01 RU RU2017131517A patent/RU2650190C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-02-01 BR BR112017017299A patent/BR112017017299A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2016-02-01 KR KR1020177025570A patent/KR101987436B1/ko active IP Right Grant
- 2016-02-01 CA CA2976291A patent/CA2976291A1/en not_active Abandoned
- 2016-02-01 AU AU2016218804A patent/AU2016218804B2/en not_active Ceased
- 2016-02-01 JP JP2017541755A patent/JP6501897B2/ja active Active
- 2016-02-01 EP EP16748641.4A patent/EP3257918A4/en not_active Withdrawn
- 2016-02-01 WO PCT/CN2016/073024 patent/WO2016127840A1/zh active Application Filing
-
2017
- 2017-08-10 US US15/673,439 patent/US10227537B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0635557B1 (en) * | 1993-07-22 | 2000-03-01 | Exxon Research And Engineering Company | Middle distillate fuel production |
| US20020146358A1 (en) * | 2001-04-04 | 2002-10-10 | Smith Ben D. | Graded catalyst bed for split-feed hydrocracking/hydrotreating |
| RU2283857C2 (ru) * | 2001-07-06 | 2006-09-20 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Способ получения средних дистиллятов гидроизомеризацией и гидрокрекингом тяжелой фракции из продуктов, полученных способом фишера-тропша, и устройство для его осуществления |
| CN101210198A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产优质柴油和优质重整原料的加氢方法 |
| CN101821364A (zh) * | 2007-09-28 | 2010-09-01 | 日本石油天然气·金属矿物资源机构 | 柴油燃料基材的制造方法及得到的柴油燃料基材 |
| EA017519B1 (ru) * | 2007-09-28 | 2013-01-30 | Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн | Способ производства базового компонента дизельного топлива и его базовый компонент |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104611056B (zh) | 2017-03-08 |
| AU2016218804B2 (en) | 2019-04-04 |
| JP6501897B2 (ja) | 2019-04-17 |
| WO2016127840A1 (zh) | 2016-08-18 |
| KR101987436B1 (ko) | 2019-06-10 |
| EP3257918A4 (en) | 2018-08-22 |
| EP3257918A1 (en) | 2017-12-20 |
| CN104611056A (zh) | 2015-05-13 |
| JP2018508624A (ja) | 2018-03-29 |
| US20170335208A1 (en) | 2017-11-23 |
| CA2976291A1 (en) | 2016-08-18 |
| AU2016218804A1 (en) | 2017-09-28 |
| US10227537B2 (en) | 2019-03-12 |
| BR112017017299A2 (pt) | 2018-04-10 |
| KR20170118131A (ko) | 2017-10-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2650190C1 (ru) | Способ гидрообработки продукта низкотемпературного синтеза фишера-тропша | |
| US9458396B2 (en) | Process for conversion of feedstocks obtained from renewable sources based on marine fuels | |
| US9109168B2 (en) | Production of paraffinic fuels from renewable materials using a continuous hydrotreatment process | |
| WO2017181813A1 (zh) | 低温费托合成油与劣质原料油联合加氢生产优质柴油的方法及其设备 | |
| US9617479B2 (en) | Production of renewable diesel and propylene | |
| CN100389180C (zh) | 一种集成式费托合成油加氢提质方法 | |
| CN1854265A (zh) | 一种从费托合成油多产中间馏分油的方法 | |
| JP2005514474A (ja) | フィッシャー・トロプシュ軽質生成物を高級化する前に予備調整するための方法 | |
| CN100395315C (zh) | 一种费托合成物加氢提质组合工艺方法 | |
| CN109988650B (zh) | 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合方法 | |
| KR20230093025A (ko) | 다상 조합의 반응 시스템 및 반응 방법 | |
| US10941358B2 (en) | Refining process for highly (poly)aromatic and nitrogenated charges | |
| US9587183B2 (en) | Integrated gas-to-liquid condensate process and apparatus | |
| CN109988635B (zh) | 一种加氢处理和加氢裂化组合工艺 | |
| CN109988625B (zh) | 一种加氢精制和加氢裂化组合工艺 | |
| CN103059993B (zh) | 一种石油烃的催化转化方法 | |
| CN102443429A (zh) | 一种生产超低硫柴油的加氢处理方法 | |
| CN114437804B (zh) | 一种高氮原料油的加氢裂化方法 | |
| CN113088328B (zh) | 一种加氢方法 | |
| CN114437801B (zh) | 一种两段加氢裂化方法 | |
| CN114437788B (zh) | 一种费托合成油加工工艺 | |
| CN114437778B (zh) | 一种费托合成油加氢裂化工艺 | |
| RU2796569C2 (ru) | Способ крекинга в водородной среде для получения среднего дистиллята из легких углеводородных исходных материалов | |
| CN110003946B (zh) | 间接液化油与直接液化油调和生产汽柴油的系统及方法 | |
| CN103059996B (zh) | 一种石油烃的催化转化方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190202 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20200312 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210202 |