WO2012177180A1 - Способ получения дизельного топлива - Google Patents

Способ получения дизельного топлива Download PDF

Info

Publication number
WO2012177180A1
WO2012177180A1 PCT/RU2012/000475 RU2012000475W WO2012177180A1 WO 2012177180 A1 WO2012177180 A1 WO 2012177180A1 RU 2012000475 W RU2012000475 W RU 2012000475W WO 2012177180 A1 WO2012177180 A1 WO 2012177180A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fractions
diesel fuel
diesel
mixture
distillation
Prior art date
Application number
PCT/RU2012/000475
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Раушан Гумерович ТЕЛЯШЕВ
Анна Николаевна ОБРЫВАЛИНА
Валентина Павловна ЕНГУЛАТОВА
Ирина Григорьевна НАКИПОВА
Герман Григорьевич ВАСИЛЬЕВ
Николай Васильевич ГАВРИЛОВ
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Лукойл-Нижегородский Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Нефти"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Лукойл-Нижегородский Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Нефти" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Лукойл-Нижегородский Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Нефти"
Priority to JP2014516946A priority Critical patent/JP2014520194A/ja
Priority to US14/119,441 priority patent/US20140291207A1/en
Priority to EP12802572.3A priority patent/EP2725086A4/de
Publication of WO2012177180A1 publication Critical patent/WO2012177180A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/14—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 including at least two different refining steps in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/16—Oxygen-containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/27—Organic compounds not provided for in a single one of groups C10G21/14 - C10G21/26
    • 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
    • C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
    • 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
    • C10G45/04—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 characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C10G67/04—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 including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1051—Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1055—Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • 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

Definitions

  • the invention relates to the field of oil refining and can be used to obtain low-sulfur diesel fuel, which is increasingly used in Russia and Europe.
  • Dieselization of automobile transport is explained by the fact that a diesel engine is 25-30% more economical than a gasoline one.
  • a known method of producing diesel fuel comprising a single-stage hydrotreatment of light (end of boiling not higher than 300 ° C) and two-stage hydrotreatment of heavy (boiling point not lower than 300 ° C) of gas oil fractions on an alumina-nickel / alumina-cobalt-molybdenum catalyst. Hydrotreating is carried out at elevated temperature and pressure, followed by
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) compounding hydrotreated fractions.
  • the sulfur content in the resulting diesel fuel is more than 10 ppm.
  • a disadvantage of the known methods is that they are not intended to produce fuel with a sulfur content of not more than 10 ppm.
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) result - the method according to the invention allows to obtain diesel fuel with a sulfur content of not more than 10 ppm.
  • the technical result of the invention is to produce diesel fuel with a sulfur content of not more than 10 ppm wide fractional composition of 171-360 ° C.
  • the technical result is achieved by a method for producing diesel fuel, including desalting of oil; its distillation; the allocation in the atmospheric column of two diesel fractions with a boiling point of 171-341 ° C and 199-360 ° C.
  • the fraction 199-360 ° C is directed to the removal of ABT by liquid extraction followed by mixing the purified fraction 199-360 ° C and the fraction 171-341 ° C. Then the mixture of fractions is sent for hydrotreating on alumina-cobalt-molybdenum or
  • a method for producing diesel fuel solves this problem by removing ABT by liquid extraction.
  • the proposed method is as follows. Desalted oil is sent to distillation in an atmospheric column. In addition to the gasoline and kerosene fractions, two diesel fractions with a boiling point of 171-341 ° C and 199-360 ° C are selected. The fraction 199-360 ° C is directed to the removal of ABT by liquid extraction followed by mixing the purified fraction 199-360 ° C (raffinate) and the fraction 171-341 ° C. Then, the mixture of fractions is sent for hydrotreating on an aluminum-cobalt-molybdenum or aluminum-nickel-molybdenum catalyst. The balance mixture of these fractions (production mix) during distillation according to ASTM D-86 method has a CC of not more than 360 ° ⁇ .
  • the hydrotreatment mode of diesel fuel depends on the type of catalyst, its activity, the quality of the raw materials and the requirements for the resulting product and is selected in accordance with the design decision. For example: Alumina-cobalt-molybdenum or alumina-nickel-molybdenum catalyst - pressure 20-60 kg / cm 2 ; temperature 340-400 ° C; the volumetric feed rate of 1-3 hours "1 ; the frequency of circulation of a hydrogen-containing gas 200-600 nm 3 / m 3; the hydrogen content in the circulating gas 85-95% vol.
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) Compliance with regulatory requirements requires the introduction of additives: lubricating, depressant-dispersing to ensure operational requirements for low-temperature characteristics, washing, etc.
  • the addition of additives does not affect the amount of sulfur in the finished fuel.
  • the proposed method for removing ABT from diesel fuel, a hydrotreating plant feedstock, was developed under the conditions of a pilot installation on diesel fuel fractions obtained at an industrial plant.
  • the mass ratio of raw materials: extractant ranged from 1: 1 to 1: 4. When the ratio of raw materials: extractant 1: 1 was observed maximum residual ABT. The optimum ratio of the selected ratio of raw materials: extractant 1: 2-3. An increase in the ratio of raw materials: extractant to 1: 4 does not lead to a further decrease in ABT.
  • the optimal contact time - mixing selected period of 2-3 hours. Judging by the analysis of the ABT content, one hour of mixing is not enough (experiment 1), and an increase in the mixing period to 4 hours does not reduce the ABT content (experiment 4).
  • the optimal parameters are:
  • Example N2I In accordance with the proposed method, desalted oil is sent to an atmospheric column for distillation.
  • acetic acid anilide is a colored, dark cherry-colored liquid with a boiling point above 300 ° C and a density at 20 ° C of 1 kg / dm 3 .
  • the fraction 199-360 ° C is mixed with the extractant (anilide) in the mixer in a mass ratio of 1: 1 and at a temperature of 40 ° C intensive mixing is carried out for one hour. After cooling, the mixture is poured into a separatory funnel, where separation into two layers occurs. The upper layer is separated - the purified fraction 199-360 ° ⁇ - raffinate (85%) and saturated ABT extractant (15%).
  • a light gasoline fraction NK-85 ° C is added to the lower layer in a mass ratio of saturated extractant: fr. NK-85 ° C 1: 2, stirred for 0.5 hours at 20 ° C, poured into a separatory funnel, the lower layer (regenerated extractant) was separated and it was again used for extraction.
  • the upper layer after regeneration of the extractant by distillation is divided into Fr. NK-85 ° C and residue (ABT + heavy aromatic hydrocarbons).
  • the NK-85 ° C fraction is again used to regenerate the saturated extractant, and the separated ABT + heavy aromatic hydrocarbons (15%) are sent to vacuum gas oil.
  • Examples 2-6 demonstrating the results of the invention, are carried out analogously to example 1 and are presented in table 1.
  • a mixture of a fraction of 171-341 ° ⁇ and a purified fraction of 199-360 ° ⁇ - raffinate (experiments 2-6) in a percentage of 70-85% and 15-30%, respectively, is sent for hydrotreating to an alumina-cobalt-molybdenum or alumina-nickel-molybdenum catalyst.
  • the amount of sulfur in diesel fuel after cleaning is less than 10 ppm.
  • the proposed method allows to reduce the total sulfur content in straight-run diesel fuel from 1.34% to 0.774% by reducing the ABT content in the raw materials of diesel hydrotreatment units by liquid extraction and to ensure the treatment of hydrotreated diesel fuel with sulfur content up to 10 ppm on a wide fractional composition of straight-run diesel fuel.
  • the sulfur content in diesel fuel after cleaning is more than 50 ppm.
  • the proposed method allows to obtain diesel fuel with a sulfur content of not more than 10 ppm, which meets the requirements of international standards, as well as to increase the amount of raw materials for diesel fuel by expanding the fractional composition of diesel fuel from KK 340 ° C to KK 360 ° C.
  • the technology for producing diesel fuel with sulfur content up to 10 rpm described in the present invention can be introduced at oil refineries and will allow producing diesel fuel with sulfur content up to 10 rpm on a wide fractional composition of diesel fuel 170-360 ° C.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано при получении малосернистого дизельного топлива. Способ включает обессоливание нефти, ее дистилляцию, выделение дизельных фракций, их смешение и последующую гидроочистку смеси. В атмосферной колонне отбирают две дизельные фракции, выкипающие в пределах 171-341 °С и 199-360°С, фракцию 199-360°С направляют на жидкостную экстракцию для очистки от бензалкилтиофенов. В качестве экстрагента используют продукт взаимодействия органического амина с органической кислотой - амид, затем производят смешение фракций в балансовом соотношении (по выработке): 171-341°С и 199-360°С после очистки. Смесь этих фракций при перегонке по методу ASTM D-86 имеет конец кипения не более 360°С. Технический результат: получение дизельного топлива фракционного состава 171-360°С с содержанием серы не более 10 ррт.

Description

СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Область техники
Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано при получении малосернистого дизельного топлива, которое находит всё большее использование в России и в Европе.
Прогнозируемый спрос на топливо в Европе (Нефтегазовые технологии, N° 6, 2007 г., с.94) свидетельствует об увеличении выработки дизельного топлива на фоне снижения выработки автомобильного бензина:
2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. Бензин, млн. т/год 137,0 128,3 127,0 131,0
Дизельное топливо, млн. т/год 201,2 237,8 251,8 251,5
Дизелизация автомобильного транспорта объясняется тем, что дизельный двигатель экономичнее бензинового на 25-30 %.
Согласно технического регламента «О требованиях к топливам» (Постановление N° 118 от 27.02.2008 г. Правительства РФ) дизельное топливо после декабря 2012 г. Должно выпускаться с содержанием серы не более 10 ррм.
Предшествующий уровень техники
Известен способ получения дизельного топлива (патент РФ N° 2247140), включающий одноступенчатую гидроочистку легкой (конец кипения не выше 300 °С) и двухступенчатую гидроочистку тяжелой (температура начала кипения не ниже 300 °С) газойлевых фракций на алюмоникель-/алюмокобальтмолибденовом катализаторе. Гидроочистка производится при повышенной температуре и давлении с последующим
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) компаундированием гидроочищенных фракций. Содержание серы в получаемом дизельном топливе больше 10 ррм.
Известен также способ получения малосернистого дизельного топлива, описанный в патенте РФ N° 2303624, в соответствии с которым топливо получают путем двухступенчатой каталитической гидроочистки дизельной фракции 180-360 °С в присутствии водородсодержащего газа при повышенной температуре и давлении, получают паровую и жидкую фазу гидрогенизата первой ступени. Жидкую фазу гидрогенизата первой ступени подвергают гидроочистке на второй ступени с получением гидрогенизата второй ступени и его последующим объединением с паровой фазой гидрогенизата первой ступени. И этот способ не обеспечивает содержание серы в дизельном топливе меньше 10 ррм.
Недостатком известных способов является то, что они не предназначены для получения топлива с содержанием серы не более 10 ррт.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению и выбранный авторами в качестве прототипа является способ получения дизельного топлива, описанный в патенте РФ N<> 2387700.
Согласно способу, отраженному в патенте РФ N° 2387700, после обессоливания нефти проводят ее дистилляцию, при этом из атмосферной колонны отбирают дизельную фракцию с температурой кипения 171-341 °С, фракции с температурой кипения выше 341 °С направляют на последующую переработку вместе с мазутом в вакуумную колонну, из вакуумной колонны отбирают фракции с температурой кипения 181-304 °С и 226-326 °С, смешивают в балансовом соотношении эти фракции с дизельной фракцией из атмосферной колонны, при этом балансовая смесь этих фракций при перегонке по методу ASTM D-86 имеет конец кипения (КК) не более 340 °С, полученную смесь подвергают гидроочистке и получают малосернистое дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ррм. Технический
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) результат - способ по изобретению позволяет получить дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ррт.
Эффект объясняется тем, что из дизельного топлива фракционированием удаляется пространственно затрудненная полиароматическими кольцами сера, входящая в состав алкилбензотиофенов (АБТ).
Из литературных данных (например, Salvatore Torrisi, Michael Gunter, журнал "Petroleum Technology Quartlerly", 2004 г., τ.9, N° 4, стр. 29-35) известно, что во фракциях с К свыше 340 °С содержатся сернистые соединения АБТ, где сера связана с пространственно затрудненными полиароматическими кольцами и ее удаление при гидроочистке осложняется ввиду пространственного закрытия атома серы. Для удаления пространственно затрудненной серы требуется повышение температуры процесса гидроочистки, что способствует коксованию катализатора и сокращению межрегенерационного периода работы установки.
Однако снижение КК дизельной фракции с 360 °С до 340 °С снижает потенциал отбора дизельного топлива.
Раскрытие изобретения
Техническим результатом предлагаемого изобретения является получение дизельного топлива с содержанием серы не более 10 ррт широкого фракционного состава 171-360 °С.
Поставленный технический результат достигается способом получения дизельного топлива, включающим обессоливание нефти; ее дистилляцию; выделение в атмосферной колонне двух дизельных фракций с температурой кипения 171-341 °С и 199-360 °С. Фракцию 199-360 °С направляют на удаление АБТ методом жидкостной экстракции с последующим смешением очищенной фракции 199-360 °С и фракции 171-341 °С. Затем смесь фракций направляют на гидроочистку на алюмокобальтмолибденовом или
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) алюмоникельмолибденовом катализаторе. Гидроочистку смеси фракций проводят в одну стадию.
Предлагаемый в качестве изобретения способ получения дизельного топлива решает эту проблему путем удаления АБТ методом жидкостной экстракции.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Обессоленную нефть направляют на дистилляцию в атмосферную колонну. Помимо бензиновой и керосиновой фракции отбирают две дизельные фракции с температурой кипения 171-341 °С и 199-360 °С. Фракцию 199-360 °С направляют на удаление АБТ методом жидкостной экстракции с последующим смешением очищенной фракции 199-360 °С (рафинат) и фракции 171-341 °С. Затем смесь фракций направляют на гидроочистку на алюмокобальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом катализаторе. Балансовая смесь этих фракций (смешение по выработке) при перегонке по методу ASTM D-86 имеет КК не более 360 °С.
При выделении дизельных фракций технологические параметры атмосферной колонны соответствуют проектным нормам:
- давление в колонне до 2,5кг/ см ,
- температура верха колонны 120-170 °С,
- температура низа колонны до 360 °С.
Режим гидроочистки дизельного топлива зависит от вида катализатора, его активности, от качества сырья и требований к получаемому продукту и подбирается в соответствии с проектным решением. Например: Катализатор алюмокобальтмолибденовый или алюмоникельмолибденовый - давление 20- 60 кг/см2; температура 340-400 °С; объемная скорость подачи сырья 1-3 ч"1; кратность циркуляции водородсодержащего газа 200-600 нм 3 /м 3 ; содержание водорода в циркулирующем газе 85-95 % об.
Снижение серы в дизельном топливе приводит к уменьшению его смазывающих свойств, и для получения дизельного топлива
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) соответствующего нормативным требованиям требуется введение присадок: смазывающих, депрессорнодиспергирующих для обеспечения эксплуатационных требований по низкотемпературным характеристикам, моющих И т.д.
Добавление присадок не влияет на количество серы в готовом топливе. Предлагаемый способ удаления АБТ из дизельного топлива - сырья установки гидроочистки разработан в условиях пилотной установки на фракциях дизельного топлива, полученных на промышленной установке.
Варианты осуществления изобретения,
включая лучший вариант осуществления изобретения Результаты проведённых опытов отражены в таблице 1 , показывают следующее:
Всё опыты проводились при температуре 40-45 °С. Это температурный интервал, который обеспечивает хорошее перемешивание дизельного топлива и экстрагента. Температура достаточная для снижения вязкости исходных компонентов: дизельной фракции 199-360 °С и экстрагента.
Массовое соотношение сырье : экстрагент изменялось от 1 : 1 до 1 :4. При соотношении сырье : экстрагент 1 : 1 наблюдалось максимальное остаточное АБТ. Оптимальным соотношением выбрано соотношении сырье : экстрагент 1 :2-3. Увеличение соотношения сырье : экстрагент до 1 :4 не приводит к дальнейшему снижению АБТ.
Оптимальным временем контакта - перемешивания выбран период 2-3 часа. Одного часа перемешивания, судя по результатам анализа содержания АБТ, недостаточно (опыт 1), а увеличение периода перемешивания до 4-х часов не снижает содержания АБТ (опыт 4).
Оптимальными параметрами являются:
- температура 40-45 °С,
- массовое соотношение сырье : экстрагент 1 :2-3,
- время перемешивания 2-3 часа.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Ниже приводится подробное описание примеров 1-6:
Пример N2I . В соответствии с предлагаемым способом обессоленную нефть направляют в атмосферную колонну на дистилляцию.
При дистилляции в атмосферной колонне выделяют две дизельные фракции с температурой кипения 171-341 °С и 199-360 °С. Фракцию 199-360 °С направляют на удаление АБТ методом жидкостной экстракции.
В качестве экстрагента используют продукт взаимодействия органического амина, например, анилина, с органической кислотой, например, уксусной кислотой. Полученный анилид уксусной кислоты (экстрагент) - окрашенная, темно-вишневого цвета жидкость, с температурой кипения выше 300 °С и плотностью при 20 °С равной 1 кг/дм3.
Фракцию 199-360 °С смешивают с экстрагентом (анилидом) в мешалке в массовом соотношении 1 :1 и при температуре 40 °С проводят интенсивное перемешивание в течение одного часа. После охлаждения смесь сливают в делительную воронку, где происходит разделение на два слоя. Отделяют верхний слой - очищенная фракция 199-360 °С - рафинат (85 %) и насыщенный АБТ экстрагент (15 %).
Для регенерации экстрагента к нижнему слою добавляют легкую бензиновую фракцию НК-85 °С в массовом соотношении насыщенный экстрагент : фр. НК-85 °С 1 :2, перемешивают 0,5 часа при 20 °С, сливают в делительную воронку, отделяют нижний слой (регенерированный экстрагент) и его вновь используют для экстракции.
Верхний слой после регенерации экстрагента перегонкой разделяют на фр. НК-85 °С и остаток (АБТ + тяжелые ароматические углеводороды). Фракцию НК-85 °С вновь используют для регенерации насыщенного экстрагента, а выделенные АБТ + тяжелые ароматические углеводороды (15 %) направляют в вакуумный газойль.
Примеры 2-6, демонстрирующие результаты предлагаемого изобретения, проводятся аналогично примеру 1 и представлены в таблице 1.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Условия проведения опытов изменялись согласно остаточного содержания АБТ в рафинате - очищенном дизельном топливе.
Смесь фракции 171-341 °С и очищенной фракции 199-360 °С - рафинат (опыты 2-6) в процентном составе 70-85 % и 15-30 % соответственно направляют на гидроочистку на алюмокобальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом катализаторе. Количество серы в дизельном топливе после очистки меньше 10 ррм.
Промышленная применимость
Предложенный способ позволяет снизить содержание общей серы в прямогонном дизельном топливе с 1,34 % до 0,774 % за счет снижения содержания АБТ в сырье установок гидроочистки дизельного топлива методом жидкостной экстракции и обеспечить йолучение гидроочищенного дизельного топлива с содержанием серы до 10 ррм на широком фракционном составе прямогонного дизельного топлива.
При гидроочистке смеси фракций 171-341 °С и 199-360 °С (без экстрагирования АБТ) в процентном составе 70-85 % и 15-30 % соответственно на алюмокобальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом катализаторе содержание серы в дизельном топливе после очистки больше 50 ррм.
Предлагаемый способ позволяет получить дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ррт, что соответствует требованиям международных стандартов, а также увеличить количество сырья для получения дизельного топлива за счет расширения фракционного состава дизельного топлива с КК 340 °С до КК 360 °С.
Технология получения дизельного топлива с содержанием серы до 10 ррм, описываемая в предлагаемом изобретении, может быть внедрена на нефтеперерабатывающих заводах и позволит получать дизельное топливо с содержанием серы до 10 ррм на широком фракционном составе дизельного топлива 170-360 °С.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Условия проведения жидкостной экстракции и содержание сернистых соединений в сырье и рафинате
Таблица 1
Figure imgf000010_0001
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ получения дизельного топлива, включающий обессоливание нефти, ее дистилляцию, выделение дизельных фракций, их смешение и последующую гидроочистку смеси, отличающийся тем, что при дистилляции в атмосферной колонне отбирают две дизельные фракции, выкипающие в пределах 171-341 °С и 199-360 °С, фракцию 199-360 °С направляют на жидкостную экстракцию для очистки от бензалкилтиофенов, в качестве экстрагента используют продукт взаимодействия органического амина с органической кислотой - амид, затем производят смешение фракций: 171-341 °С и 199-360 °С после очистки, при этом смесь этих фракций при перегонке по методу ASTM D-86 имеет конец кипения не более 360 °С.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что полученную смесь подвергают гидроочистке на алюмокобальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом катализаторе.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
PCT/RU2012/000475 2011-06-22 2012-06-19 Способ получения дизельного топлива WO2012177180A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014516946A JP2014520194A (ja) 2011-06-22 2012-06-19 ディーゼル燃料の製造方法
US14/119,441 US20140291207A1 (en) 2011-06-22 2012-06-19 Method for producing a diesel fuel
EP12802572.3A EP2725086A4 (de) 2011-06-22 2012-06-19 Verfahren zur herstellung eines dieselkraftstoffs

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011125759 2011-06-22
RU2011125759/04A RU2458104C1 (ru) 2011-06-22 2011-06-22 Способ получения дизельного топлива

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012177180A1 true WO2012177180A1 (ru) 2012-12-27

Family

ID=46849593

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2012/000475 WO2012177180A1 (ru) 2011-06-22 2012-06-19 Способ получения дизельного топлива

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20140291207A1 (ru)
EP (1) EP2725086A4 (ru)
JP (1) JP2014520194A (ru)
RU (1) RU2458104C1 (ru)
WO (1) WO2012177180A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107236572B (zh) * 2016-03-29 2019-04-16 中国石油化工股份有限公司 一种蜡油处理方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000068342A1 (fr) * 1999-05-05 2000-11-16 Total Raffinage Distribution S.A. Procede d'obtention de produits petroliers a faible taux de soufre par desulfuration d'extraits
RU2247140C2 (ru) 2001-11-27 2005-02-27 Открытое акционерное общество "Рязанский нефтеперерабатывающий завод" Способ получения дизельного топлива
RU2303624C1 (ru) 2006-05-02 2007-07-27 Геннадий Васильевич Тараканов Способ получения сверхмалосернистого дизельного топлива
RU2387700C1 (ru) 2008-09-22 2010-04-27 ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" Способ получения дизельного топлива

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
PL157455B1 (en) * 1989-01-03 1992-05-29 Method of obtaining an electrically insulating oil
FR2704232B1 (fr) * 1993-04-23 1995-06-16 Inst Francais Du Petrole Procede d'amelioration des qualites d'une charge hydrocarbonee par extraction et hydrodesulfuration et le gazole obtenu.

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000068342A1 (fr) * 1999-05-05 2000-11-16 Total Raffinage Distribution S.A. Procede d'obtention de produits petroliers a faible taux de soufre par desulfuration d'extraits
RU2247140C2 (ru) 2001-11-27 2005-02-27 Открытое акционерное общество "Рязанский нефтеперерабатывающий завод" Способ получения дизельного топлива
RU2303624C1 (ru) 2006-05-02 2007-07-27 Геннадий Васильевич Тараканов Способ получения сверхмалосернистого дизельного топлива
RU2387700C1 (ru) 2008-09-22 2010-04-27 ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" Способ получения дизельного топлива

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
B., SALVATORE TORRISI; MICHAEL GUNTER, PETROLEUM TECHNOLOGY QUARTLERLY, vol. 9, no. 4, 2004, pages 29 - 35
See also references of EP2725086A4 *

Also Published As

Publication number Publication date
EP2725086A1 (de) 2014-04-30
RU2458104C1 (ru) 2012-08-10
EP2725086A4 (de) 2014-06-25
US20140291207A1 (en) 2014-10-02
JP2014520194A (ja) 2014-08-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2661875C2 (ru) Повышение производства топлив путем интеграции процессов вакуумной перегонки и деасфальтизации растворителем
RU2634721C2 (ru) Объединение в один процесс стадий деасфальтизации и гидрообработки смолы и замедленного коксования
JPH07242884A (ja) 炭化水素仕込物の抽出および水素化処理による発動機燃料の取得方法、および得られたガスオイル
CA3073130A1 (en) Low sulfur fuel oil bunker composition and process for producing the same
CN103205272B (zh) 高温煤焦油生产净化煤焦油沥青的方法
RU2615160C2 (ru) Способ производства олефинов и ароматических углеводородов
KR20210157454A (ko) 초저황 연료유의 제조방법 및 그로부터 얻어지는 초저황 연료유
JP5875604B2 (ja) 高沸点芳香族炭化水素の芳香族性を改善するプロセス
WO2012177180A1 (ru) Способ получения дизельного топлива
WO2009014303A1 (en) Method for producing feedstocks of high quality lube base oil from coking gas oil
CN111527183A (zh) 用于减少催化裂化中的结垢的方法
RU2387700C1 (ru) Способ получения дизельного топлива
JP5191865B2 (ja) 常圧蒸留留分の製造方法
JP2007119648A (ja) プラスチック分解油の処理方法
WO2021055540A1 (en) Methods for producing needle coke from aromatic recovery complex bottoms
JP5676344B2 (ja) 灯油の製造方法
RU2671978C2 (ru) Двухступенчатый способ насыщения ароматических соединений дизельного топлива, использующий промежуточное отпаривание, и катализатор на основе неблагородного металла
JP5483861B2 (ja) 精製留分の製造方法
US10947459B2 (en) One-step low-temperature process for crude oil refining
JP2007513244A (ja) 硫酸消費量が低減された石油ストリームの窒素含量の低減法
RU2495083C1 (ru) Способ получения углеводородного топлива для ракетной техники
JP5489952B2 (ja) 減圧軽油の製造方法
RU2258732C1 (ru) Способ облагораживания бензина каталитического крекинга
RU2490307C1 (ru) Способ переработки нефти
JP2010111771A (ja) 精製炭化水素油の製造方法および精製炭化水素油

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12802572

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2012802572

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014516946

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14119441

Country of ref document: US