RU2825313C1 - Способ получения бензинов или смеси ароматических углеводородов - Google Patents
Способ получения бензинов или смеси ароматических углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2825313C1 RU2825313C1 RU2023125867A RU2023125867A RU2825313C1 RU 2825313 C1 RU2825313 C1 RU 2825313C1 RU 2023125867 A RU2023125867 A RU 2023125867A RU 2023125867 A RU2023125867 A RU 2023125867A RU 2825313 C1 RU2825313 C1 RU 2825313C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- reaction
- fraction
- reactor
- reactors
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 110
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 72
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims abstract description 8
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 abstract description 5
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 21
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 9
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 3
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- -1 olefin hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005899 aromatization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Изобретение относится к способу получения бензинов или смеси ароматических углеводородов из углеводородной фракции бензинового диапазона кипения путем каталитического превращения углеводородной фракции с распределенной подачей воды на цеолитном катализаторе. При этом в схеме превращения предусмотрено либо по меньшей мере два последовательных независимых реакционных объема в одном реакторе, либо по меньшей мере два последовательно соединенных реактора, при этом углеводородную фракцию подают в первый реакционный объем или реактор, а воду подают либо в первый реакционный объем или реактор, либо в первый объем или реактор и последующие реакционные объемы или реакторы. Количество подаваемой воды в первый реакционный объем составляет 3-15% масс. от общего объема сырья, при подаче воды во второй и последующие реакторы или реакционные объемы количество подаваемой воды составляет не более 2% масс. от общего количества сырья, количество подаваемой углеводородной фракции – остальное. Технический результат - создание способа производства бензинов или смеси ароматических соединений путем переработки углеводородных фракций с распределенной подачей воды в несколько последовательно соединенных реакционных объемов, со снижением выхода побочных углеводородных газов и компенсацией температурного эффекта эндотермической реакции. 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Более конкретно, изобретение относится к способу производства бензинов или концентратов ароматических соединений путем совместной переработки углеводородных фракций с распределенной подачей в несколько последовательно соединенных реакционных объемов при подаче воды в реакционные объемы с вариативной распределенной подачей спирта.
В описании используются следующие термины:
Бензин - товарный бензин или компонент для производства товарных бензинов. В частности, бензин, получаемый по предлагаемому методу, может использоваться для получения автомобильных бензинов методами компаундирования (смешения бензиновых фракций, получаемых различными процессами переработки нефти). К примеру, по предлагаемому методу может производиться основа для производства автомобильного бензина экологического класса К5 марки АИ-92 или АИ-95 по ГОСТ 32513-2013 (ТР ТС 013/2011). В ряде случаев получаемый по предлагаемому методу бензин может не соответствовать всем требованиям, предъявляемым к товарным бензинам тем или иным регионом или организацией. К примеру, содержание бензола в произведенном бензине может превышать 1.0 об. %. В качестве другого примера, содержание ароматики в произведенном бензине может превышать 35 об. %. В качестве компонента бензина может рассматриваться жидкий углеводородный продукт, произведенный по предлагаемому способу.
Углеводородная фракция - фракция бензинового диапазона кипения (температура начала кипения не нормируется, температура конец кипения не более 215°С). В частности, конец кипения может составлять 215, 200°С, 180°С, 160°С, 140, 120, 100 или 85°С. Начало кипения может составлять, например, 32°С, 62°С, 85°С, 100°С. Предпочтительно температура начала кипения не ниже 62°С.
Уровень техники
Из уровня техники известна технология получения высокооктанового бензинового продукта методом цеоформинг - процесс каталитической переработки низкооктановых бензиновых фракций (прямогонные бензиновые фракции нефтей и газовых конденсатов, газовые бензины и другие фракции, выкипающие в интервале температур 35-200°С) в высокооктановые неэтилированные бензины на цеолитсодержащих катализаторах, а также различные варианты развития данной технологии. Например, способ получения бензиновых фракций и ароматических углеводородов [RU 2103322, дата публикации 27.01.1998] описывает вариацию технологии цеоформинга, в которой бензиновые фракции и ароматические углеводороды получают переработкой низкооктановых углеводородных фракций, выкипающих в интервале 35-200 °С на цеолитных катализаторах при температуре340-480 °С и давлении 0,1-2,0 МПа и объемной скорости подачи сырья 0,5-4,0 ч-1 методом Цеоформинг, при этом углеводородное сырье смешивают с олефиновыми углеводородами, и/или спиртами, и/или простыми эфирами в количестве 5…20 мас. от количества подаваемых на катализатор низкооктановых углеводородных фракций. Или способ алкилирования ароматических углеводородов в жидкой фазе [US 7449420,дата публикации 11.11.2008], при котором для продукта с пределами кипения, соответствующими бензиновой фракции, из потока сырья из смеси легких олефинов, включающего этилен и пропилен, и потока жидкого ароматического сырья, включающего бензол, производят экстракцию легких олефинов из потока газообразных олефинов, путем растворения противотоком в потоке легких ароматических углеводородов, далее производят алкилирование ароматических углеводородов, содержащихся в потоке экстракта, экстрагированными олефинами, растворенными в потоке ароматических углеводородов, на неподвижном слое твердого катализатора алкилирования на основе молекулярных сит, включающем цеолит семейства MWW, путем реакции в жидкой фазе при температуре не более 250°С, далее проводят парофазное алкилирование, на неподвижном слое катализатора, включающего цеолитный катализатор ZSM-5, при температуре от 200 до 325°С, а после производят фракционирование продуктов.
К недостаткам описанных выше способов можно отнести срок работы катализатора до дезактивации, что обуславливается, как правило закоксовыванием катализатора. Проблемы, связанные с необходимостью замены катализатора и(или) его реактивации обусловлены неравномерностью температурного поля по слою катализатора, перепадами по температуре в течение протекания реакции.
Также из уровня техники известны иные варианты развития технологии цеоформинга, в частности - способ получения бензинов или концентратов ароматических соединений с различным распределением потоков оксигената и олефинсодержащей фракции и добавлением воды [WO 2022005332, дата публикации 06.01.2022]. В способе в качестве сырья используют три потока, первый из которых включает углеводородную фракцию, второй поток включает оксигенат, третий поток включает олефинсодержащую фракцию, причем олефинсодержащая фракция включает один или более олефинов, выбранных из группы, включающей этилен, пропилен, нормальные бутилены, изобутилен, в общем количестве от 10 до 50 мас.%, а также в отдельных вариантах подводят четвертым потоком воду. Используют три реакционные зоны, заполненные цеолитным катализатором, первый поток подают по меньшей мере в одну реакционную зону, второй поток подают только в последнюю реакционную зону, третий поток подают в первую и вторую реакционные зоны, причем в первую и вторую реакционные зоны добавляют воду, и поток продукта из первой реакционной зоны подается во вторую реакционную зону, и поток продукта из второй реакционной зоны подается в третью реакционную зону. Способ позволяет понизить содержание тяжелых углеводородов в продукте, получить продукт с температурой конца кипения ниже 215°С и содержанием смол менее 5 мг/100 см3, отказаться от рецикла газообразных продуктов, а также снизить потребление оксигенатов.
Необходимо отметить, что использование многореакторной схемы, или реакторов с несколькими независимыми реакционными объемами, является закономерным развитием технологий «цеоформинга» и его вариаций (метаформинг ®, ароформинг ®). В частности, необходимо отметить оптимальность подхода с использованием многополочных реакторов, то есть реакторов, в которых преднамеренно созданы несколько меньших относительно одного сопоставимого по массо-габаритным характеристикам реактора независимых реакционных объемов, которые позволяют вести более контролируемые процессы переработки сырья и оперативно корректировать параметры протекания реакции в каждой из реакционных зон. Подтверждением тому могут являться известные из уровня техники способы. Например, способ получения бензинов или концентратов ароматических соединений [RU 2747870, дата публикации 17.05.2021] в котором в качестве сырья используют три потока, первый из которых включает углеводородную фракцию, второй поток включает оксигенат, третий поток включает олефинсодержащую фракцию, используют три реакционные зоны, заполненные цеолитным катализатором, причем: олефинсодержащая фракция включает от 10 до 50 мас.% олефинов С2-С4 и от 0.5 до8 мас.% водорода, первый поток подают по меньшей мере в одну реакционную зону, второй поток подают в первую реакционную зону, либо в третью реакционную зону, причем, когда второй поток подают в первую зону, распределение третьего потока между двумя реакционными зонами составляет 35-65 мас.% / 65-35 мас.%, а когда второй поток подают в третью реакционную зону, распределение третьего потока между двумя реакционными зонами составляет 25-45 мас.% / 75-55 мас.%.
Или способ [WO 2017155424, дата публикации 14.09.2017], при котором поток сырьевых компонентов, аналогичный предыдущему приведенному в уровне технике способу, очищают, а после подают в многополочный реактор, где реакцию проводят в присутствии цеолитсодержащего катализатора, целевым продуктом которой является высокооктановый бензин. На выходе из реактора происходит разделение продукта конверсии с одновременным отведением реакционной воды и отходящих газов. В качестве реактора используют реактор, содержащий не менее двух реакционных зон, между которыми дополнительно располагают средства для смешивания продукта реакции из предыдущей реакционной зоны и подаваемых спирта и олефинсодержащего сырья.
Однако, для этих решений, также, как и для прототипа, характерна более сложная, нежели у рассмотренных ранее в уровне техники аналогов (US 7449420, RU 2103322) система регулирования подачи компонентов, а также использование в качестве сырья в том числе спиртов, что, во-первых, обуславливает слабо контролируемый процесс прохождения неравномерных объемов получаемой воды через реакционные зоны в течение времени осуществления реакции, поскольку вода является побочным продуктом, получаемым при дегидрации вступающего в реакцию спирта, а, во-вторых, предполагает издержки на покупку или производство спирта для осуществления процесса.
Заявляемое изобретение позволит создать гибкую схему переработки углеводородных низкомаржинальных фракций в компонент автомобильного бензина с увеличенным, по сравнению с ранее описанными способами, сроком службы катализатора, расположенного в виде стационарном слоя.
Технический результат
Техническим результатом является создание способа производства бензинов или концентратов ароматических соединений путем переработки углеводородных фракций с распределенной подачей воды в несколько последовательно соединенных реакционных объемов при увеличенном сроке
службы катализатора. Кроме того, снижается выход побочных углеводородных газов, и компенсируется температурный эффект эндотермической реакции.
Технический результат достигается созданием способа получения компонента бензиновых фракций и ароматических углеводородов из углеводородной фракции путем каталитического превращения углеводородной фракции с распределенной подачей воды на цеолитном катализаторе, причем в схеме превращения предусмотрено либо по меньшей мере два последовательных независимых реакционных объема в одном реакторе, либо по меньшей мере два последовательно соединенных реактора, при этом углеводородную фракцию подают в первый реакционный объем или реактор, а воду подают либо в первый реакционный объем или реактор либо в первый объем или реактор и последующие реакционные объемы или реакторы, при этом количество подаваемой воды в первый реакционный объем составляет 3-15% масс. от общего объема сырья,
при подаче воды во второй и последующие реакторы или реакционные объемы количество подаваемой воды составляет не более 2% масс. от общего количества сырья,
количество подаваемой углеводородной фракции – остальное.
Авторами изобретения было обнаружено, что подача воды в первый реакционный объем составляет 3-15% масс. от общего объема сырья позволяет достичь при использовании в качестве сырья улеводородные фракции бензинового диапазона кипения, полученные при переработки нефти более стабильную работу катализатора со значительным снижением эффектов коксообразования, поскольку закоксовываемость катализатора в первом реакционном объеме (или реакторе) будет вызвана крекинговым характером реакции.
В одном из вариантов осуществления в схему превращения также подают спирт в количестве 0.1-10% масс. от общего количества сырья. Это позволяет обеспечить снижение уровня бензола в конечном продукте. В
зависимости от конкретной фракции, подаваемой на переработку, содержание в конечном продукте бензола превышать допустимые нормы, установленные для топлив, в частности – автомобильных бензинов.
В одном из вариантов осуществления спирт подают в первый реакционный объем или реактор либо во все реакционные объемы или реакторы.
В одном из вариантов осуществления спирт подают во второй реакционный объем или реактор либо во второй и последующие реакционные объемы или реакторы.
В одном из вариантов осуществления спиртом является метанол.
В одном из вариантов осуществления углеводородная фракция представляет из себя фракцию НК-180/215 °С или фракцию 100-180/215 °С или фракцию 62-100 °С или фракцию НК-85 °С.
В одном из вариантов осуществления каталитическое превращение проводят при следующих параметрах: температура 310-390 °С, давление 3-10 атм.
В одном из вариантов осуществления углеводородная фракция представляет собой фракцию вторичной переработки нефти с установок гидрокрекинга, замедленного коксования, висбрекинга, гидроочистки, выкипающими в температурных интервалах НК-180/215 °С.
В одном из вариантов осуществления поток продукта после последовательного прохождения всех реакционных объемов или реакторов разделяют на стабилизированную углеводородную фракцию продукта (катализата), водяной конденсат, топливный газ С1-С2 и сжиженные углеводородные газы С3-С4.
Сущность заявленного изобретения заключается в следующем. Каталитические превращение углеводородного сырья, протекающее не менее чем в двух независимых реакторах или в одном реакторе не менее чем с двумя независимыми объемами, осуществляется при распределенной подаче воды, предварительно переведенной в паровое состояние и подаваемой не менее чем в первый реакционный объем, и метанола, подаваемого во второй и/или третий реакционный объем. Пропорции подаваемого сырья, а именно углеводородной фракции/воды составляют 80-97/3-15масс. При этом может обеспечиваться распределенная подача сырьевых потоков. Углеводородная фракция подается в первый реакционный объем в количестве 100% масс. Вода подается по меньшей мере в первый реакционный объем в количестве 3-15% масс. от общего количества подаваемого сырья и возможно не более 2% масс. от общего объема сырья во второй и последующие реакционные объемы. Метанол также может подаваться во второй и третий реакционные объемы в количестве 0-10% масс. в зависимости от типа перерабатываемого сырья с целью компенсации теплового эффекта реакции дегидроциклизации. Регулировка количества подаваемых воды и, опционально, метанола зависит от количества нафтеновых и парафиновых углеводородов в сырье процесса.
Применение воды в качестве сырья каталитического процесса нефтепереработки не является типовым решением и не практиковалась на крупных промышленных объектах. В данном изобретении, в отличии от технологий «Цеоформинга», «Ароформинга» и «Метаформинга», применяется вода в качестве ингибитора побочных каталитических реакций и реагента, позволяющего увеличить межрегенерационный период.
Согласно экспериментальным данным, представленным в описании прототипа, при проведении испытаний с бензиновой фракцией (30-180 °С) протекают параллельные конкурирующие реакции дегидроциклизации, ароматизации, изомеризации и крекинга. Путем подачи воды, предварительно переведенную в паровое состояние, возможно снижение коксообразования на катализаторе и регулирование реакции крекинга, а также увеличение выхода сжиженных углеводородных газов по отношению к топливному газу.
Кроме того, в варианте осуществления с добавлением спирта, за счет подачи спирта (например, метанола) возможно компенсация эндотермического эффекта реакции дегидроциклизации и снижение затрат на промежуточный нагрев между реакционными объемами.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 представлена блок-схема реализации заявленного способа.
Подробное описание последовательности шагов, отраженных на блок-схеме, приведено далее в описании осуществления.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Ниже приведен примерный вариант осуществления заявленного способа. В каждый реакционный объем загружается цеолитсодержащий катализатор типа пентасилов. Перед и после слоя катализатора в реакторе располагается защитный слой керамических инертных шаров, а также распределительное устройство на входе в реактор, для равномерного распределения газосырьевой смеси в реакционном объеме. Реакция проводится при следующих параметрах: температура 310-390 °С, давление 0,5-1,0 МПа, объемная скорость сырья 1-2 ч-1. Пропорции подаваемых компонентов в первый реакционный объем составляют 80-97% масс. (углеводородная фракция): 3-15% масс. (вода). Далее к второму и, в случае наличия таковых, последующим реакционным объемам по подведенным технологическим трубопроводам подается вода и, в зависимости от варианта осуществления, метанол. Количество подаваемой воды во второй и последующие реакционные объемы не превышает 2% масс. Количество подаваемого метанола во второй и, в случае наличия такового, третий реакционные объемы составляет 0-10% масс. Для контроля температурного эффекта реакции в каждом реакционном объеме располагается от трех датчиков температуры, расположенных в верхней, средней и нижней частях реактора. Предпочтительное число датчиков температуры не менее пяти, располагаемых в верхней, средней и нижней частях середины реакторного объема, а также два датчика температуры в верхней и нижней части в «предстеночной» зоне реакционного объема. Необходимость контроля температуры и равномерности температурного поля обусловлена тепловыми эффектами протекающих реакций. Для совместной подачи входящих потоков, перед первым, вторым и последующими реакционными объемами находятся зоны смешения. В качестве зон смешения могут выступать технологические объемные аппараты или смесительные клапаны, или могут быть применены иные решения, обеспечивающие смешение.
Применяемые углеводородные фракции являются продуктом первичного фракционирования нефти, газового конденсата и/или бензиновыми фракциями вторичной переработки нефти с установок гидрокрекинга, замедленного коксования, висбрекинга, гидроочистки. Групповой углеводородный состав перерабатываемой фракции является важным параметром, определяющим долю вовлечения воды и метанола в данном изобретении. Предварительное нагретая углеводородная фракция смешивается с перегретым водяными паром в соотношении 80-97:3-15 % масс. и, после прохождения зоны смешения, подается в первый реакционный объем.
Возможно исполнение изобретения, при котором для снижения побочных реакций крекинга во второй и последующие реакционные объемы в зону смешения также подается перегретый водяной пар в количестве не более 2% масс.
Возможно исполнение изобретения, при котором для регулирования температурного эффекта реакции в зону смешения перед вторым и третьим реакционными объемами подается метанол или другой спирт, который частично компенсирует эндотермический эффект реакции.
Поток газопродуктовой смеси после последовательного прохождения всех реакционных объемов разделяют на углеводородную фракцию продукта и водный конденсат. Водный конденсат может быть возвращен повторно в начало процесса через линию рецикла для вовлечение в процесс. Это уменьшает количество воды, необходимой для подачи на реакцию, а также снижает количество реакционной воды, направляемой на очистку и утилизацию.
Углеводородная фракция продукта далее разделяется на жидкий углеводородный продукт (стабильный катализат) и газообразный продукт, в частности, методами фракционирования и стабилизации. Газообразный продукт может дополнительно разделяться на фракцию газообразного продукта, обогащённую углеводородами С3-С4, и фракцию газообразного продукта, обогащённого углеводородами С1-С2.
Основной стабильного катализата являются углеводороды С5+ (углеводороды с количеством атомов углерода пять и более). При этом в рамках промышленного производства автомобильных бензинов допускается небольшое количество растворенных газов С3-С4 (до 3-5% масс. при производстве летних бензинов и до 5-7% масс. при производстве зимних бензинов). Углеводороды ряда С3-С4 могут быть реализованы в качестве сжиженных углеводородных газов для бытовых нужд. Углеводороды ряда С1-С2 могут содержать азот, водород и могут быть применены в качестве топливных газов на предприятии.
Далее осуществление изобретение и его промышленная применимость проиллюстрированы рядом примеров. Результаты и условия протекания реакций по примерам приведены в таблице №1. В рамках проведения экспериментов было рассмотрено два типа прямогонной нафты с различным распределением парафино-нафтеновых углеводородов.
Пример №1
Подача углеводородной фракции типа 1 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 330-360 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 90,7 пунктов в количестве 71,1% масс.
Пример №2
Подача углеводородной фракции типа 1 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 340-370 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 91,2 пунктов в количестве 69,0% масс.
Пример №3
Подача углеводородной фракции типа 1 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 350-380 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 92,6 пунктов в количестве 65,3% масс.
Пример №4
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора, но с подачей метанола во второй реактор, при температурах в реакторах 330-360 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 90,7 пунктов в количестве 66,4% масс.
Пример №5
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора, но с подачей метанола во второй реактор, при температурах в реакторах 340-370 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 90,5 пунктов в количестве 61,4% масс.
Пример №6
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора, но с подачей метанола во второй реактор, при температурах в реакторах 350-380 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 91,2 пунктов в количестве 60,3% масс.
Пример №7
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 330-360 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 90,3 пунктов в количестве 69,9% масс.
Пример №8
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 340-370 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 91,7 пунктов в количестве 65,6% масс.
Пример №9
Подача углеводородной фракции типа 2 в смеси с водой без дополнительной подачи воды во второй и третий реактора при температурах в реакторах 350-380 °С и объемной скоростью 1,5 ч-1 по углеводородному сырью.
По результатам получен стабильный катализат с октановым числом по исследовательскому методу 92,3 пунктов в количестве 61,5% масс.
Таблица №1 Результаты пилотных испытаний
| Параметры | Тип сырья 1 | Тип сырья 1 | Тип сырья 1 | Тип сырья 2 | Тип сырья 2 | Тип сырья 2 | Тип сырья 2 | Тип сырья 2 | Тип сырья 2 |
| Температура процесса, °С | 330-360 | 340-370 | 350-380 | 330-360 | 340-370 | 350-380 | 330-360 | 340-370 | 350-380 |
| Об. скорость, ч-1 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
| Подача оксигената | Вода | Вода | Вода | Вода+метанол | Вода+метанол | Вода+метанол | Вода | Вода | Вода |
| ИОЧ, расчетное | 90,7 | 91,2 | 92,6 | 90,7 | 90,5 | 91,2 | 90,3 | 91,7 | 92,3 |
| Парафины, % об. | 18,9 | 16,1 | 17,0 | 28,1 | 27,1 | 21,4 | 31,8 | 29,3 | 28,4 |
| Изопарафины, %об. | 27,8 | 27,7 | 29,8 | 37,1 | 33,4 | 32,1 | 29,1 | 30,5 | 28,9 |
| Нафтены, % об. | 19,6 | 12,2 | 9,8 | 13,1 | 11,2 | 7,7 | 13,3 | 11,4 | 7,6 |
| Олефины, % об. | 1,2 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,3 | 1,1 |
| Арены, % об., в том числе: | 32,3 | 36,0 | 41,0 | 20,2 | 26,3 | 36,7 | 24,1 | 26,9 | 33,1 |
| Бензол, % об. | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,4 | 1,5 | |
| Выход стабильного катализата, % масс. | 71,1% | 69,0% | 65,3% | 66,4% | 61,4% | 60,3% | 69,9% | 65,6% | 61,5% |
| Выход газа С1-С4, % масс. | 23,9% | 26,5% | 29,7% | 28,6% | 34,1% | 35,2% | 25,1% | 29,9% | 33,5% |
| Выход водного конденсата, % масс. | 5,0% | 4,5% | 5,0% | 5,0% | 4,5% | 4,5% | 5,0% | 4,5% | 5,0% |
Claims (13)
1. Способ получения бензинов или смеси ароматических углеводородов из углеводородной фракции бензинового диапазона кипения путем каталитического превращения углеводородной фракции с распределенной подачей воды на цеолитном катализаторе, причем в схеме превращения предусмотрено либо по меньшей мере два последовательных независимых реакционных объема в одном реакторе, либо по меньшей мере два последовательно соединенных реактора, при этом углеводородную фракцию подают в первый реакционный объем или реактор, а воду подают либо в первый реакционный объем или реактор, либо в первый объем или реактор и последующие реакционные объемы или реакторы, при этом
количество подаваемой воды в первый реакционный объем составляет 3-15% масс. от общего объема сырья,
при подаче воды во второй и последующие реакторы или реакционные объемы количество подаваемой воды составляет не более 2% масс. от общего количества сырья,
количество подаваемой углеводородной фракции – остальное.
2. Способ по п.1, в котором в схему превращения также подают спирт в количестве 0.1-10% масс. от общего количества сырья.
3. Способ по п.2, в котором спирт подают в первый реакционный объем или реактор либо во все реакционные объемы или реакторы.
4. Способ по п.3, в котором спирт подают во второй реакционный объем или реактор либо во второй и последующие реакционные объемы или реакторы.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором спиртом является метанол.
6. Способ по п.1, в котором углеводородная фракция представляет из себя фракцию НК-180/215 °С, или фракцию 100-180/215 °С, или фракцию 62-100 °С, или фракцию НК-85 °С.
7. Способ по п.1, в котором каталитическое превращение проводят при следующих параметрах: температура 310-390 °С, давление 3-10 атм.
8. Способ по п.1, в котором углеводородная фракция представляет собой фракцию вторичной переработки нефти с установок гидрокрекинга, замедленного коксования, висбрекинга, гидроочистки, выкипающую в температурных интервалах НК-180/215 °С.
9. Способ по п.1, в котором поток продукта после последовательного прохождения всех реакционных объемов или реакторов разделяют на стабилизированную углеводородную фракцию продукта (катализата), водяной конденсат, топливный газ С1-С2 и сжиженные углеводородные газы С3-С4.
10. Способ по п.1, в котором поток газопродуктовой смеси после последовательного прохождения всех реакционных объемов разделяют на углеводородную фракцию продукта и водный конденсат, а водный конденсат возвращается в начало процесса через линию рецикла.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2825313C1 true RU2825313C1 (ru) | 2024-08-23 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2265042C1 (ru) * | 2004-09-16 | 2005-11-27 | Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук | Способ получения бензина и дизельного топлива (варианты) |
| RU2550354C1 (ru) * | 2014-03-28 | 2015-05-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" | Способ получения концентрата ароматических углеводородов из легких алифатических углеводородов и установка для его осуществления |
| WO2017155431A1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-09-14 | Limited Liability Company "New Gas Technologies-Synthesis" (Llc "Ngt-Synthesis") | A method for producing high-octane motor gasolines of low-octane hydrocarbon fractions, fractions of gaseous olefins and oxygenates and a plant for the method embodiment |
| RU2747864C1 (ru) * | 2020-06-29 | 2021-05-17 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" (Ооо "Нгт-Синтез") | Способ увеличения выхода жидкого углеводородного продукта |
| RU2747869C1 (ru) * | 2020-06-29 | 2021-05-17 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" (Ооо "Нгт-Синтез") | Способ получения бензинов или концентратов ароматических соединений с различным распределением потоков оксигената и олефинсодержащей фракции |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2265042C1 (ru) * | 2004-09-16 | 2005-11-27 | Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук | Способ получения бензина и дизельного топлива (варианты) |
| RU2550354C1 (ru) * | 2014-03-28 | 2015-05-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" | Способ получения концентрата ароматических углеводородов из легких алифатических углеводородов и установка для его осуществления |
| WO2017155431A1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-09-14 | Limited Liability Company "New Gas Technologies-Synthesis" (Llc "Ngt-Synthesis") | A method for producing high-octane motor gasolines of low-octane hydrocarbon fractions, fractions of gaseous olefins and oxygenates and a plant for the method embodiment |
| RU2747864C1 (ru) * | 2020-06-29 | 2021-05-17 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" (Ооо "Нгт-Синтез") | Способ увеличения выхода жидкого углеводородного продукта |
| RU2747869C1 (ru) * | 2020-06-29 | 2021-05-17 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новые Газовые Технологии-Синтез" (Ооо "Нгт-Синтез") | Способ получения бензинов или концентратов ароматических соединений с различным распределением потоков оксигената и олефинсодержащей фракции |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4966680A (en) | Integrated catalytic cracking process with light olefin upgrading | |
| US7541504B2 (en) | Octane improvement of a hydrocarbon stream | |
| US4822477A (en) | Integrated process for gasoline production | |
| Buchanan | The chemistry of olefins production by ZSM-5 addition to catalytic cracking units | |
| US5491270A (en) | Benzene reduction in gasoline by alkylation with higher olefins | |
| JP2846109B2 (ja) | ガソリンおよびエーテルの製造方法 | |
| US5414172A (en) | Naphtha upgrading | |
| US11591278B2 (en) | Integrated processes to produce gasoline blending components from light naphtha | |
| US10919820B2 (en) | Process to prepare propylene | |
| US5009851A (en) | Integrated catalytic reactor system with light olefin upgrading | |
| US7678954B2 (en) | Olefin oligomerization to produce hydrocarbon compositions useful as fuels | |
| Palos et al. | Converting the surplus of low-quality naphtha into more valuable products by feeding it to a fluid catalytic cracking unit | |
| RU2825313C1 (ru) | Способ получения бензинов или смеси ароматических углеводородов | |
| AU595706B2 (en) | Integrated process for gasoline production | |
| EP4148106A1 (en) | Process for increasing the concentration of normal paraffins in a light naphtha stream | |
| US5171912A (en) | Production of C5 + gasoline from butane and propane | |
| US11591527B2 (en) | Processes for producing high octane reformate having high C5+ yield | |
| RU2794676C1 (ru) | Способ получения бензиновых фракций и ароматических углеводородов | |
| Zai-Ting et al. | DCC technology and its commercial experience | |
| CN112980497A (zh) | 通过催化裂解生产轻质烯烃和芳族化合物的装置和方法 | |
| RU2788947C1 (ru) | Способ получения ароматических углеводородов из широкой фракции легких углеводородов в газовой фазе | |
| WO2023229485A1 (ru) | Способ получения бензиновых фракций и ароматических углеводородов | |
| RU2788947C9 (ru) | Способ получения ароматических углеводородов из широкой фракции легких углеводородов в газовой фазе | |
| Stepanov et al. | Zeolite catalysts in the upgrading of low-octane hydrocarbon feedstocks to unleaded gasolines | |
| CN100355865C (zh) | 一种汽油馏分催化改质方法 |