RU2679662C1 - Устройство и способ для изготовления дизельного масла и реактивного топлива при использовании синтетической нефти от синтеза фишера-тропша - Google Patents
Устройство и способ для изготовления дизельного масла и реактивного топлива при использовании синтетической нефти от синтеза фишера-тропша Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679662C1 RU2679662C1 RU2017134407A RU2017134407A RU2679662C1 RU 2679662 C1 RU2679662 C1 RU 2679662C1 RU 2017134407 A RU2017134407 A RU 2017134407A RU 2017134407 A RU2017134407 A RU 2017134407A RU 2679662 C1 RU2679662 C1 RU 2679662C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- outlet
- oil
- fraction
- inlet
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 title claims description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 76
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 75
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 75
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 53
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 88
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 61
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 46
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 39
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 37
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000007858 starting material Substances 0.000 claims description 14
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 12
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 11
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 7
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 7
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 6
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005120 petroleum cracking Methods 0.000 claims description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 3
- -1 diesel Substances 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 153
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 14
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 6
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 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
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 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
-
- 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
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/245—Stationary reactors without moving elements inside placed in series
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel 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
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/24—Stationary reactors without moving elements inside
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
-
- 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
- C10G2400/08—Jet fuel
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Устройство для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей с использованием синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, содержащее реактор гидроочистки (A), горячий сепаратор (В) высокого давления, первую ректификационную колонну (С), реактор гидрокрекинга (D), реактор (Е) гидроизомеризации, вторую ректификационную колонну (F), первую смесительную камеру (I) и вторую смесительную камеру (Н), причем дополнительно устройство содержит конденсационную фракционирующую колонну (G) и трубу M для исходного материала реактора (А) гидроочистки, которая соединена с впускной трубой (J) для нефтяной смеси и впускной трубой (К) для циркулирующего водорода. Также раскрывается способ изготовления дизельного и реактивного топлива с использованием указанной установки. Технический результат заключается в том, что с помощью простой технологии, стабильным процессом, низкими инвестициями в оборудование, низкими затратами, длительным периодом эксплуатации можно получить высокий выход дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей, которые могут быть применены непосредственно в качестве топлива или в виде компонентов смеси. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр., 5 табл.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0001] Данное изобретение относится к области техники глубокой переработки синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, и более конкретно к устройству и способу для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ, ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ ДАННОМУ ИЗОБРЕТЕНИЮ
[0002] В настоящее время, основным источником энергии в мире является энергия из ископаемых видов топлива. Нефть является основным источником моторного топлива. Нефть относится к невозобновляемым источникам энергии, ее количество уменьшается с каждым днем, и ее добыча становится все в большей степени тяжелее и недостаточнее. Вследствие все более строгих законодательных актов и нормативных документов в отношении охраны окружающей среды, устойчивый экономический рост в мире нуждается в производстве большого количества легкого чистого топлива. Все это увеличивает потребность в улучшении современных технологий очистки нефти, добавлении новых заменителей для нефти и производстве продуктов, которые отвечают требованиям при низкой стоимости. Каталитический крекинг является одним из важных способов преобразования тяжелой нефти в легкую нефть. Однако, вследствие низких по качеству и затруднительных для каталитического крекинга материалов, рабочие условия становятся чрезмерно жесткими, и выход и свойства легких продуктов становятся недостаточно хорошими. Технология гидропроцессинга материалов каталитического крекинга может уменьшать содержание примесей, таких как сера, азот и металл, улучшать характеристики крекинга загруженных материалов, снижать жесткость рабочих условий флюид-каталитического крекинга (FCC), улучшать распределение продуктов, увеличивать целевую селективность продуктов, уменьшать степень производства сухого газа, содержащего только легкие углеводороды, и кокса, улучшать экономическую эффективность устройств флюид-каталитического крекинга (FCC), уменьшать содержание серы в целевых продуктах и уменьшать содержание SOx и NOx в регенерированных топочных газах.
[0003] Китай является страной, которая обладает богатыми ресурсами угля, однако испытывает недостаток в нефти. В 2009 году Китай импортировал 199 миллионов тонн сырой нефти суммарно, и зависимость Китая от нефти уже возросла на 51,3%. Это позволяет прогнозировать, что зависимость Китая от нефти будет превышать 60% в 2020 году. Колебания и изменения на международном нефтяном рынке будут непосредственным образом влиять на экономическую и даже политическую безопасность и стабильность Китая. Решение проблем с поставками и потреблением жидкого топлива посредством не нефтяного синтетического жидкого топлива не только отвечает требованиям безопасности национальной стратегии по энергетике, но также играет важную роль в гарантировании долговременного стабильного и устойчивого роста национальной экономики. Среди многих энергозамещающих технологий, технология, основанная на синтезе Фишера-Тропша, стала популярным направлением технического развития для всех стран и главных нефтяных компаний. Исходные материалы для синтеза Фишера-Тропша представляют собой широкую базу. Уголь, природный газ, попутный газ нефтяных месторождений и легкие углеводородные продукты и низкокачественные остаточные продукты нефтеперерабатывающих заводов могут быть применены в качестве исходных материалов для производства синтез-газа.
[0004] Жидкое топливо, произведенное посредством применения технологии синтеза Фишера-Тропша, проявляет хорошие характеристики сгорания и небольшое выделение загрязнений, и его называют экологически чистым видом энергии. Поэтому разработка альтернативных источников энергии для нефти является одной из наиболее подходящих мер для решения проблем, связанных с ограниченным запасом нефти и национальной энергетической безопасностью. Когда продукты синтеза Фишера-Тропша могут быть преобразованы в жидкое топливо посредством высокоэффективных технологий очистки в большом масштабе, ограниченный запас нефтяных продуктов будет эффективным образом смягчен, и это содействует непрерывному стабильному экономическому развитию. Продукты синтеза Фишера-Тропша совершенно отличаются от нефтяных продуктов в отношении углеводородов и основной природы и в основном содержат алкан и олефин и имеют чрезвычайно низкое содержание серы и азота, однако некоторое содержание кислорода. В соответствии со стандартом жидкое топливо и химикаты могут быть получены лишь после соответствующего гидрооблагораживания всех фракций синтеза Фишера-Тропша. Обычно, гидропроцессинг жидких углеводородов и синтетического парафина может производить дизельное топливо, реактивное топливо, бензин, лигроин, очищенный парафин и другие продукты.
[0005] Синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша характеризуется отсутствием серы, отсутствием азота и отсутствием ароматических углеводородов и является экологичным жидким топливом и химикатом. Однако синтетическая неочищенная нефть содержит много углеводородов и некоторое количество окисленных соединений. В особенности, кислые окисленные соединения обусловливают значительным образом коррозию оборудования и являются неблагоприятными для последующей обработки и применения синтетических неочищенных нефтяных продуктов. Поэтому, подходящие способы должны быть адаптированы для гидродеоксигенации и насыщения олефинов синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша. В качестве одной из основных целей технологии синтеза Фишера-Тропша, производство дизельного топлива является важной задачей заводов для производства синтетической нефти. Некоторые проблемы имеют место при производстве дизельного топлива посредством гидропроцессинга традиционной низкотемпературной синтетической нефти и высокотемпературной синтетической нефти. Вследствие характеристик низкотемпературной синтетической нефти, гидрообработанная фракция дизельного топлива имеет высокую температуру конденсации и низкую плотность и не может быть продана в качестве дизельного топлива непосредственным образом. Поскольку высокотемпературная синтетическая нефть имеет более высокое содержание олефина и алкадиена, она очень легко коксуется во время гидропроцессинга, и, соответственно, период функционирования устройства сокращен.
[0006] Основные научно-исследовательские институты разработали множество соответствующих технологий для гидрооблагораживания синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, чтобы улучшать высокотемпературную и низкотемпературную синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша. Однако известные технологии имеют некоторые недостатки:
[0007] Публикация патента США № 6309432 раскрывает способ обработки и повышения качества синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша. Первоначально, данный способ разделяет синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша на легкую и тяжелую фракции при 371°С. Легкая фракция ниже чем 371°С производит фракцию, температура которой находится в интервале между 246°С и 371°С, и фракцию, температура которой находится в интервале между C5 и 246°С после прохождения через устройство для термического разделения и холодной сепарации последовательно. Фракция, температура которой находится в интервале между 246°С и 371°С, и тяжелая фракция, температура которой выше чем 371°С, проходят через реактор гидроизокрекинга. Во время насыщения олефинов и гидродеоксигенации, происходят гидроизомеризация и гидрокрекинг н-алкенов. Основными продуктами изомеризации являются углеводороды с моно-метильными ответвлениями. Фракция, температура которой находится в интервале между C5 и 246°С, не проходит через гидропроцессинг, однако вводится во фракционирующую колонну после смешивания с продуктами от реактора гидрокрекинга, чтобы получить соответствующие фракции, аналогичные реактивному топливу, посредством разделения. Поскольку синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша имеет более высокое содержание олефина и кислорода, когда синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша находится в непосредственном контакте с катализатором изокрекинга, это оказывает влияние на стабильность и период функционирования катализатора, и качество продукта ухудшено.
[0008] Публикация патента Китая № CN15944509A раскрывает способ применения катализатора на основе Fe для гидроконверсии тяжелых углеводородов от синтеза Фишера-Тропша или донного парафина для производства лигроина и дизельных топлив. Конкретный способ заключается в том, что катализатор на основе Fe и тяжелые углеводороды от синтеза Фишера-Тропша или донный парафин смешивают равномерным образом в резервуаре для хранения, затем смешивают с водородом и нагревают до температуры между 300°С и 400°С и вводят суспензию в реактор с взвешенным слоем для выполнения реакций гидрокрекинга и изомеризации. Реакционное давление гидроконверсии находится в интервале между 3,0 МПа и 20,0 МПа; реакционная температура гидроконверсии находится в интервале между 350°С и 500°С; объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 300 и 1800; и часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,1 и 3,0 ч-1. Гидропроцессинг по технологии с применением взвешенного слоя является неэффективным, реакционные условия являются жесткими, и свойства продукта являются недостаточно хорошими. В дополнение к этому, реактор гидроочистки взвешенного слоя применяет способ с восходящей подачей материала. Поэтому трудно избежать проблем, связанных с тем, что градиент температуры и перепад давления слоя увеличены, верх реактора легко подвергается коксованию, требуется циркулирование водорода, необходимо предоставление компрессора для циркулирования водорода, и капиталовложения в оборудование и эксплуатационные расходы являются высокими.
[0009] Заявка на патент Китая № CN200510068181.2 раскрывает интеграционный способ гидрооблагораживания синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша. В данном способе смешивают полный интервал фракций синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша и водород для введения в реактор гидроочистки для выполнения реакций гидродеоксигенации и насыщения олефинов при воздействии катализаторов гидроочистки. Гидроочищенная синтетическая нефть после разделения при высоком давлении и низком давлении последовательно вводится во фракционирующую колонну для разделения. После того, как легкий и тяжелый лигроин, керосин и дизельной фракции разделены, хвостовая фракция нефти в кубе фракционирующей колонны вводится в реактор гидрокрекинга. Под действием катализатора гидроизокрекинга тяжелые фракции преобразуются в средние дистилляты в максимальной степени. Продукты реактора гидрокрекинга и продукты реакций гидроочистки смешивают и затем вводят во фракционирующую колонну для разделения, чтобы получить целевые продукты после последовательного разделения при высоком давлении и низком давлении. Недостатки данного изобретения заключаются в том, что адаптирован интегрированный процесс, гибкость процесса является небольшой, и выход дизельного топлива является низким, когда изобретение применяют для производства дизельного топлива с низкой температурой конденсации.
[0010] Публикация патента США № 6858127, принадлежащего Shell Company, раскрывает способ изготовления средних дистиллятов. Данный способ реализует гидрокрекинг по меньшей мере части синтетической нефти, с последующим выполнением гидрокрекинга отдельных фракций дизельного топлива и хвостовой фракции нефти и заключительного отделения дизельной фракции от продуктов. Температура конденсации дизельной фракции может понижаться до -28°С. Плотность дизельной фракции может достигать лишь 0,78 г/см3. Однако дизельной фракции еще не могут отвечать требованиям в отношении плотности в соответствии с новым стандартом дизельного топлива.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Принимая во внимание вышеописанные проблемы, одной из целей данного изобретения является предоставление устройства и способа для изготовления дизельного топлива и реактивного топлива (топлива для реактивных двигателей) при применении синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша. Способ содержит две стадии, которые являются гидроочисткой и гидрооблагораживанием. Синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша первоначально смешивают с водородом и затем вводят в реактор гидроочистки. Продукты реактора гидроочистки вводят во фракционирующую колонну, чтобы производить лигроиновые фракции в качестве материалов пиролиза этилена. Дизельной фракции вводят в реактор гидроизомеризации и хвостовую фракцию нефти вводят в реактор гидрокрекинга. Продукты реакторов гидроизокрекинга и гидрокрекинга смешивают и затем вводят в реактор гидроизокрекинга, чтобы изготовить авиационный керосин и дизельное топливо в качестве продуктов. Хвостовую фракцию нефти вводят в реактор крекинга. По сравнению с обычными технологиями очистки-крекинга, устройство и способ по данному изобретению могут производить высококачественное дизельное топливо, авиационный керосин и гидроочищенный парафиновый дистиллят, отличаясь простой технологией, стабильным процессом, низкими инвестициями в оборудование, низкими затратами, длительным периодом эксплуатации и высоким выходом дизельного топлива и авиационного керосина. Произведенные дизельное топливо, авиационный керосин и гидроочищенный парафиновый дистиллят могут быть применены в качестве топлива или высококачественной смешанной композиции.
[0012] Для того, чтобы достигнуть вышеуказанной цели, в соответствии с одним вариантом осуществления данного изобретения, предоставлено устройство для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, данное устройство содержит реактор гидроочистки, горячий сепаратор высокого давления, первую ректификационную колонну, реактор гидрокрекинга, реактор гидроизомеризации, вторую ректификационную колонну, первую смесительную камеру и вторую смесительную камеру.
[0013] Реактор гидроочистки содержит впускное отверстие для исходного материала и выпускное отверстие для продуктов гидроочистки.
[0014] Горячий сепаратор высокого давления содержит выпускное отверстие для отделенной нефти и впускное отверстие для продуктов гидроочистки, которое соединено с выпускным отверстием для продуктов гидроочистки.
[0015] Первая ректификационная колонна содержит выпускное отверстие для хвостовой фракции нефти, выпускное отверстие для дизельной фракции и впускное отверстие для отделенной нефти, которое соединено с выпускным отверстием для отделенной нефти.
[0016] Первая смесительная камера содержит впускное отверстие для циркулирующего водорода, выпускное отверстие для первой смеси и впускное отверстие для хвостовой фракции нефти, которое соединено с выпускным отверстием для хвостовой фракции нефти.
[0017] Реактор гидрокрекинга содержит выпускное отверстие для продуктов гидрокрекинга и впускное отверстие для первой смеси, которое соединено с выпускным отверстием для первой смеси.
[0018] Вторая смесительная камера содержит впускное отверстие для восстановительного водорода, выпускное отверстие для второй смеси и впускное отверстие для дизельной фракции, соединенное с выпускным отверстием для дизельной фракции.
[0019] Реактор гидроизомеризации содержит выпускное отверстие для продуктов гидроизомеризации и впускное отверстие для второй смеси, которое соединено с выпускным отверстием для второй смеси.
[0020] Вторая ректификационная колонна содержит выпускное отверстие для авиационного керосина, выпускное отверстие для дизельного топлива и впускное отверстие для смеси продуктов гидрогенизации, которое соединено с выпускным отверстием для продуктов гидрокрекинга и выпускным отверстием для продуктов гидроизомеризации.
[0021] В рамках этого варианта осуществления устройство также содержит конденсационную фракционирующую колонну. Конденсационная фракционирующая колонна содержит впускное отверстие для газа, четвертое выпускное отверстие для газа и выпускное отверстие для жидкости.
[0022] Горячий сепаратор высокого давления дополнительно содержит первое выпускное отверстие для газа. Первая ректификационная колонна дополнительно содержит второе выпускное отверстие для газа. Вторая ректификационная колонна дополнительно содержит третье выпускное отверстие для газа.
[0023] Первое выпускное отверстие для газа горячего сепаратора высокого давления, второе выпускное отверстие для газа первой ректификационной колонны и третье выпускное отверстие для газа второй ректификационной колонны соединены каждое с впускным отверстием для газа конденсационной фракционирующей колонны. Четвертое выпускное отверстие для газа конденсационной фракционирующей колонны соединено с впускным отверстием для исходного материала реактора гидроочистки.
[0024] Вторая ректификационная колонна дополнительно содержит выпускное отверстие для лигроиновой фракции и выпускную трубу для хвостовой фракции нефти и парафина. Первая ректификационная колонна дополнительно содержит выпускное отверстие для лигроиновой фракции. Выпускная труба для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с впускным отверстием для хвостовой фракция нефти первой смесительной камеры. Выпускная труба для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с выпускным отверстием для парафина посредством тройникового соединения.
[0025] Труба между четвертым выпускным отверстием для газа и впускным отверстием для исходного материала реактора гидроочистки соединена с впускной трубой для нефтяной смеси и впускной трубой для циркулирующего водорода.
[0026] В другом аспекте, один из вариантов осуществления данного изобретения также предоставляет способ изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении данного устройства, данный способ включает следующие стадии:
[0027] Стадия 1: перемещение синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша к трубе через впускную трубу для нефтяной смеси, введение циркулирующего водорода в трубу через впускную трубу для циркулирующего водорода, смешивание и введение циркулирующего водорода и синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша в реактор гидроочистки через впускное отверстие для исходного материала для реакции гидроочистки в присутствии катализатора гидроочистки для получения продуктов гидроочистки;
[0028] Стадия 2: предоставление возможности продуктам гидроочистки введения в горячий сепаратор высокого давления через впускное отверстие для продуктов гидроочистки, чтобы образовать отделенную нефть и нефтяной крекинг-газ; выпуск отделенной нефти через выпускное отверстие для отделенной нефти и введение отделенной нефти в первую ректификационную колонну через впускное отверстие для отделенной нефти, выпуск нефтяного крекинг-газа через первое выпускное отверстие для газа горячего сепаратора высокого давления;
[0029] Стадия 3: ректифицирование нефти, отделенной на Стадии 2, чтобы получить хвостовую фракцию нефти, дизельное топливо и лигроиновые фракции и нефтяной крекинг-газ в первой ректификационной колонне; выпуск хвостовой фракции нефти через выпускное отверстие для хвостовой фракции нефти и предоставление хвостовой фракции нефти возможности введения в первую смесительную камеру через впускное отверстие для хвостовой фракции нефти; предоставление циркулирующему водороду возможности введения в первую смесительную камеру через впускное отверстие для циркулирующего водорода; смешивание хвостовой фракции нефти и циркулирующего водорода в первой смесительной камере и предоставление поучаемой смеси возможности введения в реактор гидрокрекинга через выпускное отверстие для первой смеси и впускное отверстие для первой смеси; выпуск дизельной фракции через выпускное отверстие для дизельной фракции и предоставление дизельной фракции возможности введения во вторую смесительную камеру через впускное отверстие для дизельной фракции; введение восстановительного водорода во вторую смесительную камеру через впускное отверстие для восстановительного водорода; смешивание дизельной фракции и восстановительного водорода во второй смесительной камере и предоставление поучаемой смеси возможности введения в реактор гидроизомеризации через выпускное отверстие для второй смеси и впускное отверстие для второй смеси; и выпуск нефтяного крекинг-газа через второе выпускное отверстие для газа;
[0030] Стадия 4: гидрокрекинг хвостовой фракции нефти и циркулирующего водорода в реакторе гидрокрекинга, чтобы произвести продукты гидрокрекинга; гидроизомеризация дизельной фракции и восстановительного водорода в реакторе гидроизомеризации, чтобы произвести продукты гидроизомеризации;
[0031] Стадия 5: выпуск продуктов гидрокрекинга через выпускное отверстие для продуктов гидрокрекинга; выпуск продуктов гидроизомеризации через выпускное отверстие для продуктов гидроизомеризации; смешивание продуктов гидрокрекинга и продуктов гидроизомеризации и предоставление поучаемой смеси возможности введения во вторую ректификационную колонну через впускное отверстие для смеси продуктов гидрогенизации; ректифицирование смеси продуктов гидрокрекинга и продуктов гидроизомеризации, чтобы произвести нефтяной крекинг-газ, авиационный керосин, дизельное топливо, парафин, хвостовую фракцию нефти и лигроиновую фракцию во второй ректификационной колонне; направление авиационного керосина в резервуар для авиационного керосина через выпускное отверстие для авиационного керосина, направление дизельного топлива в резервуар для дизельного топлива через выпускное отверстие для дизельного топлива; направление лигроиновой фракции в резервуар для лигроиновой фракции через выпускное отверстие для лигроиновой фракции;
[0032] когда авиационный керосин и дизельное топливо являются основными продуктами, направление смеси хвостовой фракции нефти и парафина по выпускной трубе для хвостовой фракции нефти и парафина для введения в первую смесительную камеру через впускное отверстие для хвостовой фракции нефти, чтобы смешивать с циркулирующим водородом, и последующее введение в реактор гидрокрекинга; когда парафин является основным продуктом, выпуск смеси хвостовой фракции нефти и парафина через выпускное отверстие для парафина; и выпуск произведенного нефтяного крекинг-газа через третье выпускное отверстие для газа второй ректификационной колонны; и
[0033] Стадия 6: смешивание и введение нефтяного крекинг-газа, выпущенного на стадиях 2, 3 и 5 в конденсационную фракционирующую колонну через впускное отверстие для газа, чтобы получить газ и жидкость; выпуск газа через четвертое выпускное отверстие для газа и затем предоставление возможности введения газа в реактор гидроочистки через впускное отверстие для исходного материала для циклического применения; и выпуск жидкости через выпускное отверстие для жидкости и последующее объединение жидкости с лигроиновой фракцией, чтобы получить материалы пиролиза этилена.
[0034] Устройство и способ по данному изобретению обеспечивают реакции гидроизомеризации дизельного топлива и авиационного керосина при умеренных рабочих условиях, уменьшая тем самым реакции крекинга в максимальной степени и достигая наибольшего выхода дизельного топлива и авиационного керосина. Фракция парафинового масла проходит через реактор с катализатором, обладающим функциями гидрокрекинга и изомеризации для проведения реакций гидрокрекинга и изомеризации, чтобы произвести дизельное топливо, которое отвечает национальному стандарту IV для дизельного топлива, и 3# авиационный керосин, и выход дизельного топлива и авиационного керосина является высоким. Кроме того, способ может также производить парафин, может корректировать производственные проекты в соответствии с технологическими требованиями и преодолевать недостатки традиционных предложений, введенных в известный уровень техники, которые включают короткий период эксплуатации, низкое качество продукта, жесткие реакционные условия, меньшую гибкость процесса и низкий выход дизельного топлива. Дизельное топливо и авиационный керосин, произведенные посредством данного изобретения, имеют высокий выход. Цетановое число дизельного топлива может превышать 60; температура конденсации дизельного топлива составляет менее чем 0°С; и дизельное топливо может быть применено в качестве смешанной композиции дизельного топлива или продукта в виде дизельного топлива. Максимальная высота некоптящего пламени авиационного керосина составляет более чем 25 мм; температура замерзания авиационного керосина составляет менее чем -47°С; и авиационный керосин может быть применен в качестве 3# топлива для реактивных двигателей или в качестве смешанной композиции. Данный технический способ имеет те преимущества, что последовательность операций является простой, реакционные условия являются умеренными, производственный проект является гибким, эксплуатационные расходы являются низкими, и он является способом, легко применимым в промышленном производстве.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0035] Фиг. 1 представляет собой структурную схему устройства для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша в соответствии с одним вариантом осуществления данного изобретения.
[0036] Условные обозначения: A. Реактор гидроочистки, A1. Впускное отверстие (впуск) для исходного материала, A2. Выпускное (выпуск) отверстие для продуктов гидроочистки, B. Горячий сепаратор высокого давления, B1. Впускное отверстие (впуск) для продуктов гидроочистки, B2. Выпускное отверстие (выпуск) для отделенной нефти, B3. Первое выпускное отверстие (выпуск) для газа, C. Первая ректификационная колонна, C1. Впускное отверстие (впуск) для отделенной нефти, C2. Выпускное отверстие (выпуск) для хвостовой фракции нефти, C3. Выпускное отверстие (выпуск) для дизельной фракции, C4. Выпускное отверстие(выпуск) для лигроиновой фракции, C5. Второе выпускное отверстие (выпуск) для газа, D. Реактор гидрокрекинга, D1. Выпускное отверстие (выпуск) для продуктов гидрокрекинга, D2. Впускное отверстие (впуск) для первой смеси, E. Реактор гидроизомеризации, E1. Выпускное отверстие (выпуск) для продуктов гидроизомеризации, E2. Впускное отверстие (впуск) для второй смеси, F. Вторая ректификационная колонна, F1. Впускное отверстие (впуск) для смеси продуктов гидрогенизации, F2. Третье выпускное отверстие (выпуск) для газа, F3. Выпускное отверстие (выпуск) для лигроиновой фракции, F4. Выпускное отверстие (выпуск) для авиационного керосина, F5. Выпускное отверстие (выпуск) для дизельного топлива (дизеля), F6. Выпускная труба для хвостовой фракции нефти и парафина, F7. Выпускное отверстие (выпуск) для парафина, G. Конденсационная фракционирующая колонна, G1. Впускное отверстие (впуск) для газа, G2. Четвертое выпускное отверстие (выпуск) для газа, G3. Выпускное отверстие (выпуск) для жидкости, H. Вторая смесительная камера, H1. Выпускное отверстие (выпуск) для смеси, H2. Впускное отверстие (впуск) для восстановительного водорода, H3. Впускное отверстие (впуск) для дизельной фракции, I. Первая смесительная камера, I1. Выпускное отверстие (выпуск) для первой смеси, I2. Впускное отверстие (впуск) для циркулирующего водорода, I3. Впускное отверстие (впуск) для хвостовой фракции нефти, J. Впускная труба для нефтяной смеси, K. Впускная труба для циркулирующего водорода.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[0037] Данное изобретение дополнительно проиллюстрировано посредством представленных ниже фигуры и вариантов осуществления.
[0038] Устройство для изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша на Фиг. 1 содержит реактор гидроочистки A, горячий сепаратор высокого давления B, первую ректификационную колонну C, реактор гидрокрекинга D, реактор гидроизомеризации E, вторую ректификационную колонну F, первую смесительную камеру I и вторую смесительную камеру H.
[0039] Реактор гидроочистки A содержит впускное отверстие (впуск) A1 для исходного материала и выпускное отверстие (выпуск) A2 для продуктов гидроочистки.
[0040] Горячий сепаратор высокого давления B содержит выпускное отверстие (выпуск) B2 для отделенной нефти и впускное отверстие (впуск) B1 для продуктов гидроочистки, которое соединено с выпускным отверстием A2 для продуктов гидроочистки.
[0041] Первая ректификационная колонна C содержит выпускное отверстие C2 для хвостовой фракции нефти, выпускное отверстие (выпуск) C3 для дизельной фракции и впускное отверстие (впуск) C1 для отделенной нефти, которое соединено с выпускным отверстием B2 для отделенной нефти.
[0042] Первая смесительная камера I содержит впускное отверстие (впуск) I2 для циркулирующего водорода, выпускное отверстие (выпуск) I1 для первой смеси и впускное отверстие (впуск) I3 для хвостовой фракции нефти, которое соединено с выпускным отверстием C2 для хвостовой фракции нефти.
[0043] Реактор гидрокрекинга D содержит выпускное отверстие D1 для продуктов гидрокрекинга и впускное отверстие (впуск) D2 для первой смеси, которое соединено с выпускным отверстием (выпуск) I1 для первой смеси.
[0044] Вторая смесительная камера H содержит впускное отверстие (впуск) H2 для восстановительного водорода, выпускное отверстие (выпуск) H1 для второй смеси и впускное отверстие (впуск) H3 для дизельной фракции, соединенное с выпускным отверстием C3 для дизельной фракции.
[0045] Реактор гидроизомеризации E содержит выпускное отверстие (впуск) E1 для продуктов гидроизомеризации и впускное отверстие (выпуск) E2 для второй смеси, которое соединено с выпускным отверстием H1 для второй смеси.
[0046] Вторая ректификационная колонна F содержит выпускное отверстие (впуск) F4 для авиационного керосина, выпускное отверстие (выпуск) F5 для дизельного топлива (дизеля) и впускное отверстие F1 для смеси продуктов гидрогенизации, которое соединено с выпускным отверстием D1 для продуктов гидрокрекинга и выпускным отверстием E1 для продуктов гидроизомеризации.
[0047] В данном техническом предложении, устройство содержит конденсационную фракционирующую колонну G. Конденсационная фракционирующая колонна G содержит впускное отверстие (впуск) G1 для газа, четвертое выпускное отверстие (выпуск) G2 для газа и выпускное отверстие (выпуск) G3 для жидкости.
[0048] Горячий сепаратор высокого давления B дополнительно содержит первое выпускное отверстие B3 для газа. Первая ректификационная колонна C дополнительно содержит второе выпускное отверстие C5 для газа. Вторая ректификационная колонна F дополнительно содержит третье выпускное отверстие F2 для газа.
[0049] Первое выпускное отверстие B3 для газа горячего сепаратора высокого давления B, второе выпускное отверстие C5 для газа первой ректификационной колонны C и третье выпускное отверстие F2 для газа второй ректификационной колонны F соединены каждое с впускным отверстием G1 для газа конденсационной фракционирующей колонны G. Четвертое выпускное отверстие G2 для газа конденсационной фракционирующей колонны G соединено с впускным отверстием A1 для исходного материала реактора гидроочистки A.
[0050] Вторая ректификационная колонна F дополнительно содержит выпускное отверстие F3 для лигроиновой фракции и выпускную трубу F6 для циклического применения хвостовой фракции нефти и парафина. Первая ректификационная колонна C дополнительно содержит выпускное отверстие C4 для лигроиновой фракции. Выпускная труба F6 для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с впускным отверстием I3 для хвостовой фракция нефти первой смесительной камеры I. Выпускная труба F6 для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с выпускным отверстием F7 для парафина посредством тройникового соединения. (Такая конструкция может улучшать эксплуатационную гибкость производства. Когда требуется производить больше авиационного керосина и дизельных топлив, смесь хвостовой фракции нефти и парафина, произведенную на Стадии 5 (более чем 95% смеси являются парафином) выпускают через выпускную трубу F6 для хвостовой фракции нефти и парафина, затем вводят в первую смесительную камеру I через впускное отверстие I3 для хвостовой фракции нефти, чтобы смешать с циркулирующим водородом, и в заключение вводят в реактор гидрокрекинга D. Когда требуется производить парафин, смесь хвостовой фракции нефти и парафина, произведенную на Стадии 5, выпускают через выпускное отверстие F7 для парафина).
[0051] Труба M между четвертым выпускным отверстием G2 для газа и впускным отверстием A1 для исходного материала реактора гидроочистки A соединена с впускной трубой J для нефтяной смеси и впускной трубой K для циркулирующего водорода.
[0052] Способ изготовления дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей при применении данного устройства содержит следующие стадии:
[0053] Стадия 1: Синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша перемещают к трубе M через впускную трубу J для нефтяной смеси. Циркулирующий водород перемещают к трубе M через впускную трубу K для циркулирующего водорода. Циркулирующий водород и синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша полностью смешивают и вводят в реактор гидроочистки A через впускное отверстие A1 для исходного материала для реакции гидроочистки в присутствии катализатора гидроочистки для получения продуктов гидроочистки.
[0054] Стадия 2: Продукты гидроочистки, полученные на Стадии 1, вводят в горячий сепаратор высокого давления B через впускное отверстие B1 для продуктов гидроочистки, чтобы произвести отделенную нефть и нефтяной крекинг-газ. Отделенную нефть выпускают через выпускное отверстие B2 для отделенной нефти и затем вводят в первую ректификационную колонну C через впускное отверстие C1 для отделенной нефти. Нефтяной крекинг-газ выпускают через выпускное отверстие B3 для газа горячего сепаратора высокого давления B.
[0055] Стадия 3: Стадия 3: Нефть, отделенную на Стадии 2, ректифицируют на хвостовую фракцию нефти, дизельное топливо и лигроиновые фракции и нефтяной крекинг-газ посредством первой ректификационной колонны C. Хвостовую фракцию нефти выпускают через выпускное отверстие C2 для хвостовой фракции нефти и вводят в первую смесительную камеру I через впускное отверстие I3 для хвостовой фракции нефти. Циркулирующий водород вводят в первую смесительную камеру I через впускное отверстие I2 для циркулирующего водорода. Хвостовую фракцию нефти и циркулирующий водород смешивают в первой смесительной камере I и затем вводят в реактор гидрокрекинга D через выпускное отверстие I1 для первой смеси и впускное отверстие D2 для первой смеси. Дизельную фракцию выпускают через выпускное отверстие C3 для дизельной фракции и вводят во вторую смесительную камеру H через впускное отверстие H3 для дизельной фракции. Восстановительный водород вводят во вторую смесительную камеру H через впускное отверстие H2 для восстановительного водорода. Дизельную фракцию и восстановительный водород смешивают во второй смесительной камере H и затем вводят в реактор гидроизомеризации E через выпускное отверстие H1 для второй смеси и впускное отверстие E2 для второй смеси. Нефтяной крекинг-газ выпускают через второе выпускное отверстие C5 для газа.
[0056] Стадия 4: В реакторе гидрокрекинга D, хвостовая фракция нефти и циркулирующий водород производят продукты гидрокрекинга посредством реакция гидрокрекинга. В реакторе гидроизомеризации E фракция дизельного топлива и восстановительный водород производят продукты гидроизомеризации посредством реакции гидроизомеризации.
[0057] Стадия 5: Продукты гидрокрекинга выпускают через выпускное отверстие D1 для продуктов гидрокрекинга. Продукты гидроизомеризации выпускают через выпускное отверстие E1 для продуктов гидроизомеризации. Выпущенные продукты гидрокрекинга и выпущенные продукты гидроизомеризации смешивают и затем вводят во вторую ректификационную колонну F через впускное отверстие F1 для смеси продуктов гидрогенизации. Смесь продуктов гидрокрекинга и гидроизомеризации производит нефтяной крекинг-газ, авиационный керосин, дизельное топливо, парафин, хвостовую фракцию нефти и лигроиновую фракцию посредством второй ректификационной колонны F (разделяющей соответствующие фракции в соответствии с разными температурами). Авиационный керосин перемещают в резервуар для авиационного керосина через выпускное отверстие F4 для авиационного керосина. Дизельное топливо перемещают в резервуар для дизельного топлива через выпускное отверстие для дизельного топлива. Лигроиновую фракцию перемещают в резервуар для лигроиновой фракции через выпускное отверстие F3 для лигроиновой фракции. Лигроиновая фракция может быть применена в качестве материалов пиролиза этилена.
[0058] Когда авиационный керосин и дизельное топливо являются основными продуктами, произведенная смесь хвостовой фракции нефти и парафина (более 95% смеси являются парафином) выпускают через выпускную трубу F6 для циклического применения хвостовой фракции нефти и парафина, вводят в первую смесительную камеру I через впускное отверстие I3 для хвостовой фракции нефти, чтобы смешать с циркулирующим водородом, и затем вводят в реактор гидрокрекинга D. Когда парафин является основным продуктом, произведенную смесь хвостовой фракции нефти и парафина выпускают через выпускное отверстие F7 для парафина и вводят в резервуар для парафина. Произведенный нефтяной крекинг-газ на Стадии 5 выпускают через третье выпускное отверстие F2 для газа второй ректификационной колонны F.
[0059] Стадия 6: Выпущенную смесь нефтяного крекинг-газа на Стадиях 2, 3 и 5 вводят в конденсационную фракционирующую колонну G через впускное отверстие G1 для газа. Посредством конденсации производят газ и жидкость. Газ выпускают через четвертое выпускное отверстие G2 для газа и затем вводят в реактор гидроочистки A через впускное отверстие A1 для исходного материала для циклического применения. Жидкость выпускают через выпускное отверстие G3 для жидкости и затем объединяют с лигроиновой фракцией для применения в качестве материалов пиролиза этилена.
[0060] В данном техническом предложении, синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша, примененная на Стадии 1 содержит низкотемпературную синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша (в интервале между 200°С и 240°С), или высокотемпературную синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша (в интервале между 250°С и 350°С), или частичный или полный диапазон дистиллятов нефтяной смеси низкотемпературной синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша и высокотемпературной синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша.
[0061] Реакционные условия в реакторе гидроочистки A на Стадии 1 данного технического предложения являются следующими:
[0062] Реакционная температура находится в интервале между 260°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 2,0 МПа и 20,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
[0063] Реакционные условия гидроизомеризации в реакторе гидроизомеризации E на Стадии 4 данного технического предложения являются следующими:
[0064] Реакционная температура находится в интервале между 280°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 4,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
[0065] Реакционные условия гидрокрекинга в реакторе гидрокрекинга D на Стадии 4 данного технического предложения являются следующими:
[0066] Реакционная температура находится в интервале между 280°С и 450°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 20,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
[0067] Предпочтительные условия гидроочистки в реакторе гидроочистки A на Стадии 1 данного технического предложения являются следующими:
[0068] Реакционная температура находится в интервале между 280°С и 390°С; реакционное давление находится в интервале между 4,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 1500:1.
[0069] Предпочтительные реакционные условия гидроизомеризации в реакторе гидроизомеризации E на Стадии 4 данного технического предложения являются следующими:
[0070] Реакционная температура находится в интервале между 280°С и 370°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 12,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 1500:1.
[0071] Предпочтительные реакционные условия гидрокрекинга в реакторе гидрокрекинга D на Стадии 4 данного технического предложения являются следующими:
[0072] Реакционная температура находится в интервале между 320°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 700:1 и 1500:1.
[0073] Данное изобретение конкретно проиллюстрировано посредством принятия высоко- и низкотемпературных синтетических дистиллятов в качестве исходных материалов. Ссылки сделаны на Таблицу 1 в отношении свойств высоко- и низкотемпературных синтетических дистиллятов.
[0074] В соответствии с процессом, показанном на Фиг. 1, после гидроочистки синтетический продукт от синтеза Фишера-Тропша фракционируют, чтобы произвести сухой газ, содержащий только легкие углеводороды, лигроин, дизельное топливо и тяжелую нефть. Сухой газ, содержащий только легкие углеводороды, проходит через газожидкостной сепаратор G в качестве циркулирующего водорода. Лигроиновая фракция служит в качестве материалов пиролиза этилена. Фракция дизельного топлива поступает в реактор гидроизомеризации E. Тяжелая нефть поступает в реактор гидрокрекинга D.
Таблица 1. Свойства полного диапазона низкотемпературного и высокотемпературного синтетических дистиллятов
| Позиции | Низкотемпературная синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша | Высокотемпературная синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша |
| Плотность, г·см-3 | 0,7961 | 0,8224 |
| Содержание кислорода, масс. % | 6,8 | 10,2 |
| Содержание серы, мг·г-1 | <10 | <10 |
| Содержание азота, мг·г-1 | <10 | <10 |
| Содержание олефина, масс. % | 26 | 54 |
| Содержание аренов, масс. % | 3 | 27 |
| Интервал кипения (ASTM-D1160) | ||
| Температура начала кипения (IBP)/50% | 52/378 | 69/153 |
| 90%/95% | 562/>650 | 331/352 |
Пример 1
[0075] Исходные материалы данного варианта осуществления являются низкотемпературной синтетической нефтью и высокотемпературной синтетической нефтью. Отношение низкотемпературной синтетической нефти к высокотемпературной синтетической нефти составляет 1:1. Рабочие условия реактора гидрокрекинга D являются следующими: реакционное давление составляет 5 МПа; реакционная температура составляет 340°С, часовая объемная скорость жидкости составляет 0,8 ч-1 и объемное отношение водорода к нефти составляет 700:1. Рабочие условия реактора гидроизомеризации E являются следующими: реакционная температура составляет 330°С, реакционное давление составляет 5 МПа; часовая объемная скорость жидкости составляет 0,5 ч-1 и объемное отношение водорода к нефти составляет 700:1. Разделы гидроочистки и гидрокрекинга служат в качестве сравнительных испытаний. Рабочие условия и свойства продукта приведены в Таблицах 2 и 3.
Таблица 2. Рабочие условия в Примере 1 и Сравнительном примере
| Позиции | Пример 1 | Сравнительный пример |
| Технический процесс | Частичная циркуляция хвостовой фракции нефти | Частичная циркуляция хвостовой фракции нефти |
| Катализатор гидроочистки/гидрокрекинга/изомеризации | Агент 1 для гидроочистки/Агент 1 для гидрокрекинга/Агент 1 для изомеризации 1 | Агент 1 для гидроочистки/Агент 1 для гидрокрекинга |
| Реакционное давление, МПа | 5,0 | 6,0 |
| Часовая объемная скорость жидкости при очистке/модификации/изомеризации, ч-1 | 1,0/0,8/0,5 | 0,8/1,0 |
| Реакционная температура при очистке/модификации/изомеризации, °С | 320/350/330 | 320/360 |
| Объемное отношение водорода к нефти | 700:1 | 700:1 |
Таблица 3. Свойства авиационного керосина и дизельного топлива
| Позиция | Пример 1 | Сравнительный пример |
| Авиационный керосин | ||
| Максимальная высота некоптящего пламени, мм | 26 | 22 |
| Температура затвердевания, °С | <-48 | -43°С |
| Плотность, г·см-3 | 0,7723 | 0,7835 |
| Интервал кипения (ASTM-D1160) | ||
| Температура начала кипения (IBP)/10% | 132/148 | 130/151 |
| 50%/90% | 189/211 | 195/218 |
| 95%/Температура конца кипения (EBP) | 236/258 | 240/267 |
| Выход, % | 37 | 26 |
| Дизельное топливо | ||
| Плотность, г·см-3 | 0,8046 | 0,7976 |
| Температура конденсации, °С | -21°С | -6°С |
| Цетановое число | 61 | 64 |
| Интервал кипения (ASTM-D1160) | ||
| Температура начала кипения (IBP)/10% | 248/272 | 252/286 |
| 50%/90% | 304/326 | 318/345 |
| 95%/Температура конца кипения (EBP) | 341/358 | 358/379 |
| Выход, % | 37 | 23 |
Пример 2
[0076] Исходные материалы данного варианта осуществления являются низкотемпературной синтетической нефтью и высокотемпературной синтетической нефтью. Отношение низкотемпературной синтетической нефти к высокотемпературной синтетической нефти составляет 2:1. Рабочие условия реактора гидрокрекинга D являются следующими: реакционное давление составляет 7 МПа; реакционная температура составляет 375°С, часовая объемная скорость жидкости составляет 1,3 ч-1 и объемное отношение водорода к нефти составляет 900:1. Рабочие условия реактора гидроизомеризации E являются следующими: реакционная температура составляет 350°С, реакционное давление составляет 7 МПа; часовая объемная скорость жидкости составляет 1,0 ч-1 и объемное отношение водорода к нефти составляет 900:1. Разделы гидроочистки и гидрокрекинга служат в качестве сравнительных испытаний. Рабочие условия и свойства продукта приведены в Таблицах 4 и 5.
Таблица 4. Рабочие условия в Примере 2 и Сравнительном примере
| Позиции | Пример 2 | Сравнительный пример |
| Технический процесс | Полная циркуляция хвостовой фракции нефти | Полная циркуляция хвостовой фракции нефти |
| Катализатор гидроочистки/гидрокрекинга/изомеризации | Агент 2 для гидроочистки/Агент 2 для гидрокрекинга/Агент 2 для изомеризации 1 | Агент 2 для гидроочистки/Агент 2 для гидрокрекинга |
| Реакционное давление, МПа | 7,0 | 10,0 |
| Часовая объемная скорость жидкости при очистке/модификации/изомеризации, ч-1 | 2,0/1,3/1,0 | 1,5/2,0 |
| Реакционная температура при очистке/модификации/изомеризации, °С | 350/370/350 | 350/370 |
| Объемное отношение водорода к нефти | 900:1 | 900:1 |
Таблица 5. Свойства авиационного керосина и дизельного топлива
| Позиции | Пример 2 | Сравнительный пример |
| Авиационный керосин | ||
| Максимальная высота некоптящего пламени, мм | 28 | 24 |
| Температура затвердевания, °С | <-50 | -45 |
| Плотность, г·см-3 | 0,7846 | 0,7985 |
| Интервал кипения (ASTM-D1160) | ||
| Температура начала кипения (IBP)/10% | 134/149 | 125/147 |
| 50%/90% | 187/218 | 192/224 |
| 95%/Температура конца кипения (EBP) | 234/251 | 246/263 |
| Выход, % | 30 | 20 |
| Дизельное топливо | ||
| Плотность, г·см-3 | 0,8075 | 0,8047 |
| Температура конденсации, °С | -16 | -4 |
| Цетановое число | 64 | 65 |
| Интервал кипения (ASTM-D1160) | ||
| Температура начала кипения (IBP)/10% | 245/276 | 258/288 |
| 50%/90% | 308/327 | 320/341 |
| 95%/Температура конца кипения (EBP) | 341/356 | 352/368 |
| Выход, % | 66 | 46 |
[0077] Как показано в Примерах 1 и 2, по сравнению с современными проектами гидроочистки и гидрокрекинга, рабочие условия данного технического проекта являются более мягкими, и максимальная высота некоптящего пламени и температура затвердевания авиационного керосина могут обе отвечать стандарту качества 3# авиационному керосину, выход продукта увеличивается более чем на 10%, и цетановое число составляет более чем 60. Хотя цетановое число является немного более низким, выход дизельного топлива увеличивается на 20%.
[0078] Варианты осуществления иллюстрируют преимущества способа по данному изобретению более ясным образом и уровень, которого могут достигать продукты по данному изобретению. В соответствии со способом по данному изобретению, все композиции синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша полностью используются. По сравнению с обычной технологией изготовления средних дистиллятов посредством гидрокрекинга синтетического парафина от синтеза Фишера-Тропша, способ по данному изобретению имеет очевидные преимущества, заключающиеся в том, что качество продукта является хорошим, и выход является высоким.
[0079] Если не указано иное, интервалы числовых значений, включенные в данное изобретение, включают граничные значения. Наряду с тем, что были представлены и описаны конкретные варианты осуществления данного изобретения, специалистам в данной области техники будет очевидно, что изменения и модификации могут быть сделаны без отклонения от данного изобретения в его более широких аспектах, и поэтому прилагаемая формула изобретения предназначена для охватывания всех таких изменений и модификаций, которые находятся в пределах сущности и объема данного изобретения.
Claims (29)
1. Устройство для изготовления дизельного топлива и реактивного топлива с использованием синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша, содержащее реактор гидроочистки (A), горячий сепаратор (B) высокого давления, первую ректификационную колонну (C), реактор гидрокрекинга (D), реактор (E) гидроизомеризации, вторую ректификационную колонну (F), первую смесительную камеру (I) и вторую смесительную камеру (H);
причем реактор гидроочистки (A) содержит впуск (A1) для исходного материала и выпуск (A2) для продуктов гидроочистки;
горячий сепаратор (B) высокого давления содержит выпуск (B2) для отделенной нефти и впуск (B1) для продуктов гидроочистки, который соединен с выпуском (A2) для продуктов гидроочистки;
первая ректификационная колонна (C) содержит выпуск (C2) для хвостовой фракции нефти, выпуск (C3) для дизельной фракции и впуск (C1) для отделенной нефти, который соединен с выпуском (B2) для отделенной нефти;
первая смесительная камера (I) содержит впуск (I2) для циркулирующего водорода, выпуск (I1) для первой смеси и впуск (I3) для хвостовой фракции нефти, который соединен с выпуском (C2) для хвостовой фракции нефти;
реактор гидрокрекинга (D) содержит выпуск (D1) для продуктов гидрокрекинга и впуск (D2) для первой смеси, который соединен с выпуском (I1) для первой смеси;
вторая смесительная камера (H) содержит впуск (H2) для восстановительного водорода, выпуск (H1) для второй смеси и впуск (H3) для дизельной фракции, соединенный с выпуском (C3) для дизельной фракции;
реактор (Е) гидроизомеризации содержит выпуск (E1) для продуктов гидроизомеризации и впуск для второй смеси, который соединяет (E2) с выпуском (H1) для второй смеси; и
вторая ректификационная колонна (F) содержит выпуск (F4) для авиационного керосина, выпуск (F5) для дизеля и впуск (F1) для смеси продуктов гидрогенизации, который соединен с выпуском (D1) для продуктов гидрокрекинга и выпуском (E1) для продуктов гидроизомеризации,
причем заявленное устройство дополнительно содержит конденсационную фракционирующую колонну (G); данная конденсационная фракционирующая колонна (G) содержит впуск (G1) для газа, четвертый выпуск (G2) для газа и выпуск (G3) для жидкости;
горячий сепаратор (B) высокого давления дополнительно содержит первый выпуск (B3) для газа; первая ректификационная колонна (C) дополнительно содержит второй выпуск (C5) для газа; вторая ректификационная колонна (F) дополнительно содержит третий выпуск (F2) для газа;
первый выпуск (B3) для газа горячего сепаратора (B) высокого давления, второй выпуск (C5) для газа первой ректификационной колонны (C) и третий выпуск (F2) для газа второй ректификационной колонны (F) соединены каждый с впуском (G1) для газа конденсационной фракционирующей колонны (G); четвертый выпуск (G2) для газа конденсационной фракционирующей колонны (G) соединен с впуском (A1) для исходного материала реактора (A) гидроочистки;
вторая ректификационная колонна (F) дополнительно содержит выпуск (F3) для лигроиновой фракции и выпускную трубу (F6) для циклического применения хвостовой фракции нефти и парафина; первая ректификационная колонна (C) дополнительно содержит выпуск (C4) для лигроиновой фракции; выпускная труба (F6) для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с впуском (I3) для хвостовой фракция нефти первой смесительной камеры (I); выпускная труба (F6) для хвостовой фракции нефти и парафина соединена с выпуском для парафина (F7) посредством тройникового соединения; и
труба M между четвертым выпуском (G2) для газа и впуском (A1) для исходного материала реактора (A) гидроочистки соединена с впускной трубой (J) для нефтяной смеси и впускной трубой (K) для циркулирующего водорода.
2. Способ изготовления дизельного топлива и реактивного топлива с использованием устройства по п. 1, включающий:
1) перемещение синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша к трубе (M) через впускную трубу (J) для нефтяной смеси, введение циркулирующего водорода в трубу (M) через впускную трубу (K) для циркулирующего водорода, смешивание и введение циркулирующего водорода и синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша в реактор (A) гидроочистки через впуск (A1) для исходного материала для реакции гидроочистки в присутствии катализатора гидроочистки для получения продуктов гидроочистки;
2) предоставление возможности продуктам гидроочистки поступать в горячий сепаратор (B) высокого давления через впуск (B1) для продуктов гидроочистки, чтобы образовать отделенную нефть и нефтяной крекинг-газ; выпуск отделенной нефти через выпуск (B2) для отделенной нефти и введение отделенной нефти в первую ректификационную колонну (C) через впуск (C1) для отделенной нефти, выпуск нефтяного крекинг-газа через первый выпуск (B3) для газа горячего сепаратора (B) высокого давления;
3) ректифицирование отделенной нефти на стадии 2), чтобы получить хвостовую фракцию нефти, дизельную фракцию и лигроиновую фракцию и нефтяной крекинг-газ в первой ректификационной колонне (C); выпуск хвостовой фракции нефти через выпуск(C2) для хвостовой фракции нефти и предоставление хвостовой фракции нефти возможности поступления в первую смесительную камеру (I) через впуск (I3) для хвостовой фракции нефти; предоставление циркулирующему водороду возможности поступления в первую смесительную камеру (I) через впуск (I2) для циркулирующего водорода; смешивание хвостовой фракции нефти и циркулирующего водорода в первой смесительной камере (I) и предоставление получаемой смеси возможности поступать в реактор (D) гидрокрекинга через выпуск (I1) для первой смеси и впуск (D2) для первой смеси; выпуск дизельной фракции через выпуск (C3) для дизельной фракции и предоставление дизельной фракции возможности поступать во вторую смесительную камеру (H) через впуск (H3) для дизельной фракции; введение восстановительного водорода во вторую смесительную камеру (H) через впуск (H2) для восстановительного водорода; смешивание дизельной фракции и восстановительного водорода во второй смесительной камере (H) и предоставление получаемой смеси возможности поступать в реактор (E) гидроизомеризации через выпуск (H1) для второй смеси и впуск (E2) для второй смеси; и выпуск нефтяного крекинг-газа через второй выпуск (C5) для газа;
4) гидрокрекинг хвостовой фракции нефти и циркулирующего водорода в реакторе (D) гидрокрекинга, чтобы произвести продукты гидрокрекинга; гидроизомеризацию дизельной фракции и восстановительного водорода в реакторе гидроизомеризации (E), чтобы произвести продукты гидроизомеризации;
5) выпуск продуктов гидрокрекинга через выпуск (D1) для продуктов гидрокрекинга; выпуск продуктов гидроизомеризации через выпуск (E1) для продуктов гидроизомеризации; смешивание продуктов гидрокрекинга и продуктов гидроизомеризации и предоставление получаемой смеси возможности поступать во вторую ректификационную колонну (F) через впуск (F1) для смеси продуктов гидрогенизации; ректифицирование смеси продуктов гидрокрекинга и продуктов гидроизомеризации, чтобы произвести нефтяной крекинг-газ, авиационный керосин, дизель, парафин, хвостовую фракцию нефти и лигроиновую фракцию во второй ректификационной колонне (F); направление авиационного керосина в резервуар для авиационного керосина через выпуск (F4) для авиационного керосина, направление дизеля в резервуар для дизеля через выпуск (F5) для дизеля; направление лигроиновой фракции в резервуар для лигроиновой фракции через выпуск (F3) для лигроиновой фракции;
когда авиационный керосин и дизель являются основными продуктами, направление смеси хвостовой фракции нефти и парафина по выпускной трубе (F6) для хвостовой фракции нефти и парафина для введения в первую смесительную камеру (I) через впуск (I3) для хвостовой фракции нефти, чтобы смешивать с циркулирующим водородом, и последующее введение в реактор гидрокрекинга (D); когда парафин является основным продуктом, выпуск смеси хвостовой фракции нефти и парафина через выпуск (F7) для парафина; и выпуск произведенного нефтяного крекинг-газа через третий выпуск (F2) для газа второй ректификационной колонны (F); и
6) смешивание и введение нефтяного крекинг-газа, выпущенного на стадиях 2), 3) и 5) в конденсационную фракционирующую колонну (G) через впуск (G1) для газа, чтобы получить газ и жидкость; выпуск газа через четвертый выпуск (G2) для газа и затем предоставление возможности газу поступать в реактор (A) гидроочистки через впуск (A1) для исходного материала для циклического применения; и выпуск жидкости через выпуск (G3) для жидкости и последующее объединение жидкости с лигроиновой фракцией, чтобы получить материалы пиролиза этилена.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что синтетическая нефть от синтеза Фишера-Тропша, применяемая на стадии 1), содержит низкотемпературную синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша или высокотемпературную синтетическую нефть от синтеза Фишера-Тропша, или частичный и/или полный диапазон дистиллятов нефтяной смеси низкотемпературной синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша и высокотемпературной синтетической нефти от синтеза Фишера-Тропша.
4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что на стадии 1) условия реакции в реакторе (A) гидроочистки являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 260°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 2,0 МПа и 20,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
5. Способ по п. 2, отличающийся тем, что на стадии 4) условия реакции в реакторе гидроизомеризации (E) являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 280°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 4,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
6. Способ по п. 2, отличающийся тем, что на стадии 4) условия реакции в реакторе (D) гидрокрекинга являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 280°С и 450°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 20,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 3,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 2000:1.
7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что на стадии 1) условия реакции в реакторе (A) гидроочистки являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 280°С и 390°С; реакционное давление находится в интервале между 4,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 1500:1.
8. Способ по п. 5, отличающийся тем, что на стадии 4) условия реакции в реакторе (E) гидроизомеризации являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 280°С и 370°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 12,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 500:1 и 1500:1.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что на стадии 4) условия реакции в реакторе гидрокрекинга (D) являются следующими: реакционная температура находится в интервале между 320°С и 400°С; реакционное давление находится в интервале между 5,0 МПа и 15,0 МПа; часовая объемная скорость жидкости находится в интервале между 0,5 ч-1 и 2,0 ч-1; и объемное отношение водорода к нефти находится в интервале между 700:1 и 1500:1.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510097716.2A CN104711019B (zh) | 2015-03-05 | 2015-03-05 | 利用费托合成油生产柴油和喷气燃料的系统及方法 |
| CN201510097716.2 | 2015-03-05 | ||
| PCT/CN2016/074634 WO2016138833A1 (zh) | 2015-03-05 | 2016-02-26 | 利用费托合成油生产柴油和喷气燃料的系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2679662C1 true RU2679662C1 (ru) | 2019-02-12 |
Family
ID=53410746
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017134407A RU2679662C1 (ru) | 2015-03-05 | 2016-02-26 | Устройство и способ для изготовления дизельного масла и реактивного топлива при использовании синтетической нефти от синтеза фишера-тропша |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10370602B2 (ru) |
| EP (1) | EP3266854B1 (ru) |
| JP (1) | JP6501898B2 (ru) |
| KR (1) | KR101973172B1 (ru) |
| CN (1) | CN104711019B (ru) |
| AU (1) | AU2016228067B2 (ru) |
| CA (1) | CA2978647A1 (ru) |
| RU (1) | RU2679662C1 (ru) |
| SG (1) | SG11201707179VA (ru) |
| WO (1) | WO2016138833A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104711019B (zh) * | 2015-03-05 | 2016-09-14 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 利用费托合成油生产柴油和喷气燃料的系统及方法 |
| CN105733673B (zh) * | 2016-02-26 | 2018-01-23 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 利用费托合成油生产环保型溶剂油的装置及方法 |
| CN107794080B (zh) * | 2016-08-31 | 2019-11-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 费托合成石脑油的改质方法 |
| CN110540875B (zh) * | 2018-05-28 | 2022-03-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 生产高密度喷气燃料和清洁柴油的方法 |
| CN109694742B (zh) * | 2019-02-21 | 2020-06-30 | 中国石油大学(北京) | 一种费托合成蜡综合利用生产清洁汽油的方法 |
| CN109694741B (zh) * | 2019-02-21 | 2020-06-30 | 中国石油大学(北京) | 一种费托合成蜡生产清洁汽油的方法 |
| CN111871337A (zh) * | 2020-07-16 | 2020-11-03 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种柴油加氢的微界面反应系统及方法 |
| CN113105913B (zh) * | 2021-03-29 | 2022-11-01 | 国家能源集团宁夏煤业有限责任公司 | 费托合成煤油的制备方法及费托合成煤油制备半合成航空煤油的方法 |
| CN115232642B (zh) * | 2022-05-09 | 2023-12-12 | 北京航空航天大学 | 一种生物油脂与重油共炼制航油的装置及方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2203926C2 (ru) * | 1998-10-30 | 2003-05-10 | Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН | Способ получения нефтяного топлива для газовой турбины (варианты), нефтяное топливо для газовой турбины и способ выработки электроэнергии с его использованием |
| RU2415904C2 (ru) * | 2006-03-30 | 2011-04-10 | Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. | Система синтеза жидкого топлива |
| US20110219676A1 (en) * | 2008-11-20 | 2011-09-15 | Jx Nippon Oil & Energy Corporation | Aviation fuel base oil and aviation fuel composition |
| WO2012003138A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Liquid phase distillate dewaxing |
| EA016118B1 (ru) * | 2007-09-28 | 2012-02-28 | Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн | Способ получения дизельного топлива |
| RU128612U1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт по проектированию предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", ООО "Ленгипронефтехим" | Установка для получения моторных топлив |
| CN103205274A (zh) * | 2013-03-20 | 2013-07-17 | 中科合成油工程有限公司 | 将费托合成产物转化为石脑油、柴油和液化石油气的方法 |
| CN103146426B (zh) * | 2013-03-20 | 2015-01-28 | 中科合成油工程有限公司 | 一种将费托合成产物转化为石脑油、柴油和液化石油气的方法 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030094400A1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-05-22 | Levy Robert Edward | Hydrodesulfurization of oxidized sulfur compounds in liquid hydrocarbons |
| US20040267070A1 (en) * | 2003-06-30 | 2004-12-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrotreating of Fischer-Tropsch derived feeds prior to oligomerization using an ionic liquid catalyst |
| US8137531B2 (en) * | 2003-11-05 | 2012-03-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated process for the production of lubricating base oils and liquid fuels from Fischer-Tropsch materials using split feed hydroprocessing |
| CN100389180C (zh) * | 2005-04-29 | 2008-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种集成式费托合成油加氢提质方法 |
| CN100389181C (zh) * | 2005-04-29 | 2008-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种从费托合成油多产中间馏分油的方法 |
| FR2888584B1 (fr) * | 2005-07-18 | 2010-12-10 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production de distillats moyens par hydroisomerisation et hydrocraquage de charges issues du procede fischer-tropsch utilisant un lit de garde multifonctionnel |
| EP2199372A4 (en) * | 2007-09-28 | 2013-08-07 | Japan Oil Gas & Metals Jogmec | PROCESS FOR PRODUCING DIESEL FUEL BASE AND DIESEL FUEL BASE OBTAINED |
| US8992764B2 (en) * | 2010-06-29 | 2015-03-31 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated hydrocracking and dewaxing of hydrocarbons |
| CN102839018B (zh) * | 2011-06-23 | 2015-10-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化方法 |
| CN103146526A (zh) * | 2013-03-07 | 2013-06-12 | 江苏洋河酒厂股份有限公司 | 绵柔型酒培菌糖化方法 |
| CN104711019B (zh) * | 2015-03-05 | 2016-09-14 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 利用费托合成油生产柴油和喷气燃料的系统及方法 |
-
2015
- 2015-03-05 CN CN201510097716.2A patent/CN104711019B/zh active Active
-
2016
- 2016-02-26 SG SG11201707179VA patent/SG11201707179VA/en unknown
- 2016-02-26 JP JP2017544297A patent/JP6501898B2/ja active Active
- 2016-02-26 WO PCT/CN2016/074634 patent/WO2016138833A1/zh active Application Filing
- 2016-02-26 CA CA2978647A patent/CA2978647A1/en not_active Abandoned
- 2016-02-26 RU RU2017134407A patent/RU2679662C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-02-26 KR KR1020177025715A patent/KR101973172B1/ko active IP Right Grant
- 2016-02-26 EP EP16758449.9A patent/EP3266854B1/en active Active
- 2016-02-26 AU AU2016228067A patent/AU2016228067B2/en not_active Ceased
-
2017
- 2017-09-04 US US15/694,878 patent/US10370602B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2203926C2 (ru) * | 1998-10-30 | 2003-05-10 | Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН | Способ получения нефтяного топлива для газовой турбины (варианты), нефтяное топливо для газовой турбины и способ выработки электроэнергии с его использованием |
| RU2415904C2 (ru) * | 2006-03-30 | 2011-04-10 | Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. | Система синтеза жидкого топлива |
| EA016118B1 (ru) * | 2007-09-28 | 2012-02-28 | Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн | Способ получения дизельного топлива |
| US20110219676A1 (en) * | 2008-11-20 | 2011-09-15 | Jx Nippon Oil & Energy Corporation | Aviation fuel base oil and aviation fuel composition |
| WO2012003138A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Liquid phase distillate dewaxing |
| RU128612U1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт по проектированию предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", ООО "Ленгипронефтехим" | Установка для получения моторных топлив |
| CN103205274A (zh) * | 2013-03-20 | 2013-07-17 | 中科合成油工程有限公司 | 将费托合成产物转化为石脑油、柴油和液化石油气的方法 |
| CN103146426B (zh) * | 2013-03-20 | 2015-01-28 | 中科合成油工程有限公司 | 一种将费托合成产物转化为石脑油、柴油和液化石油气的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3266854A1 (en) | 2018-01-10 |
| EP3266854A4 (en) | 2018-08-15 |
| AU2016228067A1 (en) | 2017-10-12 |
| CN104711019B (zh) | 2016-09-14 |
| WO2016138833A1 (zh) | 2016-09-09 |
| AU2016228067B2 (en) | 2019-06-27 |
| US10370602B2 (en) | 2019-08-06 |
| CN104711019A (zh) | 2015-06-17 |
| US20170362518A1 (en) | 2017-12-21 |
| SG11201707179VA (en) | 2017-10-30 |
| KR101973172B1 (ko) | 2019-08-23 |
| KR20170116151A (ko) | 2017-10-18 |
| JP6501898B2 (ja) | 2019-04-17 |
| EP3266854B1 (en) | 2019-12-04 |
| JP2018510934A (ja) | 2018-04-19 |
| CA2978647A1 (en) | 2016-09-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2679662C1 (ru) | Устройство и способ для изготовления дизельного масла и реактивного топлива при использовании синтетической нефти от синтеза фишера-тропша | |
| US7968757B2 (en) | Hydrocracking process for biological feedstocks and hydrocarbons produced therefrom | |
| RU2645350C2 (ru) | Возобновляемая углеводородная композиция | |
| RU2645349C2 (ru) | Возобновляемая углеводородная композиция | |
| CA2976291A1 (en) | Hydrotreatment method for low-temperature fischer-tropsch synthesis product | |
| CN100510023C (zh) | 一种由重馏分油生产清洁燃料的方法 | |
| CN102712850A (zh) | 从生物油和/或煤油制备烃产物的方法 | |
| CN105419867A (zh) | 一种利用生物质油生产绿色环保运输燃料的组合加氢方法及装置 | |
| CN100587038C (zh) | 一种生产优质催化裂化原料的加氢方法 | |
| CN103897730A (zh) | 一种包含原料分路串联预加氢过程的劣质烃加氢改质方法 | |
| CN101230291A (zh) | 一种低能耗的费托合成产物的加工方法 | |
| CN109988609B (zh) | 一种灵活页岩油加氢裂化工艺 | |
| CN104611028A (zh) | 一种焦化全馏分油加氢裂化方法 | |
| RU128612U1 (ru) | Установка для получения моторных топлив | |
| CN100510022C (zh) | 一种多产优质柴油的低氢耗加氢方法 | |
| CN102796556B (zh) | 一种石油烃的催化转化方法 | |
| CN103059902B (zh) | 一种以动植物油为原料制备喷气燃料调合组分的方法 | |
| CN104178209A (zh) | 一种不同馏分高芳烃的联合加氢方法 | |
| CN102796558B (zh) | 一种石油烃的高效催化转化方法 | |
| CN103059949B (zh) | 一种催化裂化汽油脱硫方法 | |
| CN100575459C (zh) | 费-托合成油的加氢处理方法 | |
| CN101177627A (zh) | 一种费-托合成油的加氢处理方法 | |
| CN101177620A (zh) | 费-托合成油的加氢处理工艺 | |
| CN109988628B (zh) | 一种灵活单段加氢裂化工艺 | |
| CN109988636B (zh) | 灵活单段加氢裂化工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200227 |