Нефтяное масло и способ получения нефтяного масла


 


Владельцы патента RU 2425859:

НИППОН ОЙЛ КОРПОРЕЙШН (JP)

Изобретение относится к нефтяному маслу и способу его получения. Изобретение касается способа получения нефтяного масла, включает фракционирование синтетической нефти, полученной синтезом Фишера - Тропша, таким образом, чтобы получить промежуточную фракцию, обладающую содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С, не менее 90 мас.%, и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не более 5 мас.%, и парафиновый компонент, который является более тяжелым, чем промежуточная фракция, и приведение в контакт каждого из промежуточной фракции и парафинового компонента с катализатором гидрообработки в присутствии водорода, их смешивание и фракционирование так, чтобы получить нефтяное масло, обладающее содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С не менее 86 мас.%, и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не менее 5% масс. Изобретение также касается нефтяного масла, полученного по данному способу. Технический результат - нефтяное масло, обладающее хорошей низкотемпературной текучестью и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с, высокий выход масла. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к нефтяному маслу и способу его получения, и более конкретно к нефтяному маслу, пригодному в качестве базового компонента дизельного топлива и способу его изготовления.

Уровень техники

В последние годы, в свете снижения отрицательного влияния на окружающую среду, появились сообщения, касающиеся экологически чистых жидких топлив с низкими содержаниями серы и ароматических углеводородов. В нефтяной промышленности, таким образом, были проведены исследования, касающиеся синтеза Фишера-Тропша как способа получения экологически чистого топлива (как сокращают ниже в описании “синтез ФТ”) с использованием монооксида углерода и водорода в качестве исходных материалов. В соответствии в синтезом ФТ возможно производство основы жидкого топлива, обладающей высоким содержанием парафиновых углеводородов и не содержащей серы, что, таким образом, открывает большие перспективы.

Однако синтетическая нефть, полученная при помощи синтеза ФТ (далее в описании иногда называемая “ФТ синтетическая нефть”), обычно обладает высоким содержанием линейных парафиновых углеводородов и содержит кислородсодержащие соединения, такие как спирты, и поэтому использование синтетической нефти, как есть, в качестве топлива является затруднительным. Более конкретно, подобная синтетическая нефть обладает недостаточным октановым числом для использования в качестве автомобильного бензина, и более того, обладает недостаточной низкотемпературной текучестью для использования в качестве дизельного топлива. Более того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, оказывают отрицательное действие на устойчивость топлива к окислению. В основном, таким образом, ФТ синтетическую нефть используют в качестве основы для дизельного топлива после гидрообработки для превращения обычных парафиновых углеводородов в составе синтетической нефти в изопарафиновые углеводороды и превращения кислородсодержащих соединений в другие вещества.

Например, в случае получения базового компонента дизельного топлива, базового компонента керосина, основы авиационного бензина или подобных низкотемпературная текучесть топливной основы улучшается смешиванием в случае необходимости промежуточной фракции, обладающей высоким содержанием изопарафиновых углеводородов, полученной в результате гидрокрекинга тяжелого парафинового компонента ФТ синтетической нефти и промежуточной фракции с повышенной степенью изомеризации насыщенных углеводородов, полученной в результате гидроизомеризации промежуточной фракции ФТ синтетической нефти или подобных (например, см. патентные документы 1 и 2).

Патентный документ 1: Выложенная международная заявка на патент № 00/020535.

Патентный документ 2: Выложенная заявка на патент Франции № 2826971.

Раскрытие изобретения

Задачи, решаемые при помощи изобретения

С точки зрения предотвращения трудностей, возникающих при эксплуатации топливного насоса или заклинивания в термокамере вследствие разрушения масляной пленки, топливо, используемое в автомобилях с дизельным двигателем, предпочтительно обладает определенной кинематической вязкостью при обычной температуре и повышенной температуре. Например, согласно п.2 для стандарта кинематической вязкости легких фракций нефти JIS (Стандарты промышленности Японии) К2283, фиксируется кинематическая вязкость при 30°С, как таковая не менее 2,5 мм2/с. Нефтяное масло, используемое в качестве базового компонента дизельного топлива, представляющее собой промежуточную фракцию, полученную из ФТ синтетической нефти, должно, таким образом, обладать как существенно улучшенной низкотемпературной текучестью, так и кинематической вязкостью.

При этом до настоящего времени существуют жесткие требования уменьшения затрат на производство дизельного топлива, и производство топлива с использованием синтеза ФТ не является исключением, поэтому появилась необходимость в создании производства нефтяного масла, с достаточной эффективностью используемого в качестве базового компонента дизельного топлива, полученного из ФТ синтетической нефти.

Однако согласно предыдущему уровню техники упомянутые ранее патентный документ 1 и патентный документ 2 в основном касаются улучшения низкотемпературной текучести топливной основы, как описано выше, согласно данному уровню техники не было предложено эффективного способа получения нефтяного масла с высоким выходом, которое обладает как хорошей низкотемпературной текучестью, так и кинематической вязкостью при 30°С.

При получении нефтяного масла возможно предусмотреть, например, способ улучшения как низкотемпературной текучести, так и кинематической вязкости при 30°С путем сужения интервала кипения при фракционировании, однако в условиях данного способа понижено количество базового компонента дизельного топлива, которое может быть получено из ФТ синтетического масла, и поэтому способ получения топлива является неэкономичным. Кроме того, при использовании в качестве базового компонента дизельного топлива только промежуточной фракции, полученной гидрокрекингом компонента ФТ синтетической нефти тяжелого парафинового компонента, возможно получение как хорошей низкотемпературной текучести, так и хорошей кинематической вязкости при 30°С, однако количество базового компонента дизельного топлива, которое может быть получено из ФТ синтетической нефти, ограничено, и поэтому производство достаточного количества топливной основы является затруднительным.

Настоящее изобретение было разработано в свете установленных выше данных, объектом настоящего изобретения является предложение способа получения нефтяного масла, который делает возможным получение нефтяного масла, обладающего достаточно хорошей низкотемпературной текучестью и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с, из ФТ синтетической нефти с высоким выходом, и нефтяное масло, полученное с использованием данного способа.

Средства решения задач

Авторы настоящего изобретения проводили тщательные исследования для достижения указанной выше задачи, и в результате выполнения настоящего изобретения обнаружили нефтяное масло, полученное из ФТ синтетической нефти, его промежуточную фракцию, содержащую определенное количество фракции в определенном интервале кипения, и парафиновый компонент, который является более тяжелым по сравнению с промежуточной фракцией, отдельно проводили гидрообработку каждого из промежуточных фракций и парафинового компонента и затем их перемешивание, фракционирование смеси для получения нефтяного масла, содержащего определенное количество фракции, обладающей определенной точкой кипения, обладает температурой потери текучести не более -7,5°С и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с, и, кроме того, обладает достаточным выходом по отношению к исходному материалу ФТ синтетической нефти.

А именно способ получения нефтяного масла по настоящему изобретению включает фракционирование синтетической нефти, полученной синтезом Фишера-Тропша, таким образом, что полученная промежуточная фракция, обладающая содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С, составляет не менее 90 мас.%, и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С составляет не более 5 мас.%, и парафиновый компонент, который является более тяжелым, чем промежуточная фракция, и приведение в контакт каждого из промежуточной фракции и парафинового компонента с катализатором гидрообработки в присутствии водорода, их смешивание и фракционирование, таким образом, получение нефтяного масла, обладающего содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С не менее 86 мас.% и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не менее 5 мас.%.

Согласно способу получения нефтяного масла по настоящему изобретению из ФТ синтетической нефти возможно получение с высоким выходом нефтяного масла, обладающего достаточной низкотемпературной текучестью и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с. В результате возможным является осуществление экономически выгодного производства экологически чистого дизельного топлива.

В соответствии со способом получения нефтяного масла по настоящему изобретению предпочтительно промежуточную фракцию подвергают гидрообработке таким образом, что содержание углеводородов промежуточной фракции с точкой кипения не более 150°С после взаимодействия увеличивается на 3-9 мас.% по сравнению с количеством перед взаимодействием с катализатором гидрообработки.

В результате температура текучести нефтяного масла может быть дополнительно понижена с одновременным сохранением выхода нефтяного масла.

В соответствии со способом получения нефтяного масла по настоящему изобретению предпочтительно парафиновый компонент подвергают гидрообработке, таким образом, что содержание фракции с точкой кипения не более 360°С в составе парафинового компонента после взаимодействия с катализатором гидрообработки составляет от 45 до 85 мас.%. Если данное содержание составляет менее 45 мас.%, выход получаемого нефтяного масла проявляет тенденцию к уменьшению, и низкотемпературная текучесть нефтяного масла проявляет тенденцию к уменьшению. В то время как, если данное содержание больше 85 мас.%, то выход получаемого нефтяного масла проявляет тенденцию к уменьшению.

В соответствии со способом получения нефтяного масла по настоящему изобретению предпочтительно каждый катализатор гидрообработки, приводимый в контакт с промежуточной фракцией, и катализатор гидрообработки, приводимый в контакт с парафиновым компонентом, включает носитель, содержащий от 0,1 до 80,0 мас.% кристаллического цеолита, и от 0,1 до 60,0 мас.% жаростойкого аморфного оксида металла, и, по меньшей мере, один металл, выбранный из группы, состоящей из металлов, принадлежащих к VIII группе периодической таблицы, нанесенный на носитель.

В соответствии со способом получения нефтяного масла по настоящему изобретению предпочтительно промежуточную фракцию приводят в контакт с катализатором гидрообработки при температуре реакции от 200 до 370°С, парциальном давлении водорода от 1,0 до 5,0 МПа и часовой объемной скорости жидкости от 0,3 до 3,5 ч-1, и парафиновый компонент приводят в контакт с катализатором гидрообработки при температуре реакции от 200 до 370°С, парциальном давлении водорода от 1,0 до 5,0 МПа и часовой объемной скорости жидкости от 0,3 до 3,5 ч-1.

Кроме того, нефтяное масло по настоящему изобретению получают по способу получения нефтяного масла по настоящему изобретению, как описано выше, и оно обладает температурой потери текучести не более -7,5°С и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с. Подобное нефтяное масло обладает отличным качеством как базовый компонент дизельного топлива, и, кроме того, может быть получено из ФТ синтетической нефти с высоким выходом. С использованием нефтяного масла по настоящему изобретению, таким образом, возможно осуществление получения экологичного дизельного топлива с низкими затратами.

Результат изобретения

По настоящему изобретению предлагается способ получения нефтяного масла, который обеспечивает нефтяное масло, обладающее достаточно хорошей низкотемпературной текучестью и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с, которое получают с высоким выходом из ФТ синтетической нефти, и нефтяное масло, полученное с использованием данного способа.

Краткое описание чертежей

Чертеж представляет собой схему, представляющую образец устройства для получения нефтяного масла для осуществления способа получения нефтяного масла по настоящему изобретению.

Расшифровка численных обозначений

1: введение потока ФТ синтетической нефти; 2, 4, 6: поток; 3: поток промежуточной фракции; 5: поток парафинового компонента; 7, 8: поток для извлечения; 9: циркулирующий поток; 10: первая ректификационная колонна; 20, 30: устройство для гидрообработки; 22, 32: резервуар для разделения газа и жидкости; 40: вторая дистилляционная колонна, 100: устройство для производства нефтяного масла.

Лучшее воплощение изобретения

Далее следует подробное описание предпочтительного воплощения настоящего изобретения со ссылкой к прикрепленному чертежу. Отметим, что в описании чертежей, одинаковые или эквивалентные элементы обозначены при помощи одинаковых численных обозначений, повторяющееся описание опущено.

Чертеж представляет собой схему, показывающую образец устройства для получения нефтяного масла для осуществления способа получения нефтяного масла по настоящему изобретению. Устройство 100 для получения нефтяного масла, показанное на чертеже, включает положение введения потока ФТ синтетической нефти 1, в котором происходит введение исходного материала ФТ синтетической нефти, ректификационную колонну 10, в которой происходит фракционирование синтетической нефти, вводимой в положении введения потока ФТ синтетической нефти 1 на легкую фракцию, промежуточную фракцию и тяжелый парафиновый компонент, устройство 20 для гидрообработки, в котором происходит гидрообработка промежуточной фракции, в которое подается поток 3 промежуточной фракции из ректификационной колонны 10, устройство 30 для гидрообработки, в котором происходит гидрообработка тяжелого парафинового компонента, в которое подается поток 5 парафинового компонента из ректификационной колонны 10, резервуар 22 для разделения газа и жидкости для удаления газообразного компонента из промежуточной фракции, которая проходит через устройство 20 гидрообработки, резервуар 32 для разделения газа и жидкости для удаления газообразного компонента из тяжелого парафинового компонента, который проходит через устройство 30 для гидрообработки, и вторая дистилляционная колонна 40, в которой происходит фракционирование жидкого компонента из резервуара 22 для разделения газа и жидкости и жидкого компонента из резервуара 32 для разделения газа и жидкости. Резервуар 22 для разделения газа и жидкости и вторая дистилляционная колонна 40, и резервуар 32 для разделения газа и жидкости и вторая дистилляционная колонна 40 соединены по потоку 4 и потоку 6 соответственно.

Кроме того, первая ректификационная колонна 10 соединена по потоку 2, по которому происходит сброс из системы легкого парафина. Более того, вторая дистилляционная колонна 40 соединена по потоку 8 извлечения для сброса нефтяного масла по настоящему изобретению, полученного путем фракционирования, потоку 7 извлечения для сброса более легкой фракции по сравнению с нефтяным маслом, и циркулирующим потоком 9 для транспортировки более тяжелого парафинового компонента по сравнению с нефтяным маслом в устройство 30 для гидрообработки при необходимости.

Далее следует подробное описание способа получения нефтяного масла по настоящему изобретению со ссылкой к устройству 100 для получения нефтяного масла, показанного на чертеже.

Фракционирование ФТ синтетической нефти

Прежде всего не существует конкретных ограничений для используемой ФТ синтетической нефти в соответствии со способом получения нефтяного масла по настоящему изобретению, поскольку ФТ синтетическую нефть получают синтезом ФТ, хотя ФТ синтетическая нефть предпочтительно содержит не менее 80 мас.% углеводородов, обладающих температурой кипения не менее 150°С по отношению к общему количеству ФТ синтетической нефти, и не менее 35 мас.% углеводородов, обладающих температурой кипения не менее 360°С по отношению к общему количеству ФТ синтетической нефти. В описании общее количество синтетической нефти означает общее количество углеводородов, включающих не менее 5 атомов углерода, полученных синтезом ФТ.

В случае первой ректификационной колонны 10 для фракционирования ФТ синтетической нефти установлены две границы кипения фракций, при которых в виде легкой фракции может быть получена фракция, обладающая точкой кипения не более первой границы кипения фракций, в виде промежуточной фракции - фракция, обладающая температурой кипения между первой границей кипения фракций и второй границей кипения фракций, и в виде масла на дне, фракция, обладающая температурой кипения не ниже второй границы кипения фракций (тяжелый парафиновый компонент). Согласно настоящему воплощению при установлении соответствующим образом первой границы кипения фракций и второй границы кипения фракций получают промежуточную фракцию, обладающую содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С не менее 90 мас.% и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не более 5 мас.%, и парафиновый компонент, который является более тяжелым в сравнении с промежуточной фракцией.

Содержание фракции с точкой кипения от 150 до 360°С и содержание фракции с точкой кипения не менее 350°С (мас.%) в промежуточной фракции может быть определено анализом с использованием общеизвестных способов, например газовой хроматографией образца промежуточной фракции потока 3.

Кроме того, согласно настоящему воплощению в первой ректификационной колонне 10 фракционирование предпочтительно проводят таким образом, что фракция с точкой кипения не менее 350°С почти не содержит промежуточной фракции. Более того, фракционирование предпочтительно проводят таким образом, что не менее 15 мас.% фракции с точкой кипения от 300 до 350°С присутствует в промежуточной фракции.

Первая граница кипения фракции и вторая граница кипения фракции предпочтительно устанавливаются в интервале от 135 до 170°С и в интервале от 330 до 355°С соответственно, более предпочтительно в интервале от 145 до 155°С и в интервале от 345 до 355°С соответственно.

Необходимо отметить, что количество границ кипения фракций для первой ректификационной колонны 10 не ограничивается двумя, но возможно установление трех или более, при условии, что промежуточная фракция и парафиновый компонент могут быть получены, как описано выше.

Гидрообработка промежуточной фракции

В устройстве 20 для гидрообработки промежуточная фракция, полученная в первой ректификационной колонне 10, подвергается гидрообработке. В качестве устройства 20 для гидрообработки возможно использование общеизвестной реакционной колонны с неподвижным слоем. Согласно настоящему воплощению в реакционной колонне, в неподвижный слой проточного реактора помещают предварительно выбранный катализатор гидрообработки для осуществления гидрообработки промежуточной фракции, полученной в первой ректификационной колонне 10. В описании “гидроочистка” включает как гидрокрекинг, так и гидроизомеризацию. Кроме того, “крекинг” означает химическое взаимодействие, сопровождаемое понижением молекулярного веса, и “изомеризация” означает превращение в соединение, обладающее отличным углеводородным остовом при сохранении молекулярного веса и числа атомов углерода в молекуле.

Примером катализатора гидроочистки является таковой, в котором металл, входящий в VIII группу, нанесен в качестве активного металла на носитель, содержащий твердую кислоту.

Подходящим носителем является таковой, содержащий, по меньшей мере, одну твердую кислоту, выбранную из кристаллических цеолитов, таких как ультрастабильные цеолиты Y (USY), HY цеолиты, морденит и β-цеолиты, и жаростойкие аморфные оксиды металла, такие как алюмосиликат, циркониево-силикатный катализатор и боралюминиевый оксидный катализатор. Кроме того, носитель более предпочтительно представляет собой таковой, содержащий USY цеолит, и, по меньшей мере, одна твердая кислота, выбрана из алюмосиликата, боралюминиевого оксидного катализатора и циркониево-силикатного катализатора, еще более предпочтительным является таковой, включающий USY цеолит и алюмосиликат.

Подобный цеолит USY представляет собой Y цеолит, ультрастабилизацию которого проводили гидротермальной обработкой и/или кислотной обработкой, в результате чего в дополнение к микропористой структуре с микропорами размером не более 20Е, которой обычно обладают Y цеолиты, так же образуются новые поры размером в интервале от 20 до 100Е. В случае использования USY цеолитов для носителя катализатора гидроочистки не существует конкретных ограничений среднего диаметра его частиц, но данный средний диаметр частиц предпочтительно составляет не более 1,0 мкм, более предпочтительно не более 0,5 мкм. Более того, для USY цеолитов молярное соотношение кремний/алюминий (молярное соотношение кремния и алюминия, далее называемое “соотношение кремний/алюминий”) предпочтительно находится в интервале от 10 до 200, более предпочтительно от 15 до 100, еще более предпочтительно от 20 до 60.

Более того, носитель предпочтительно содержит от 0,1 до 80 мас.% кристаллического цеолита и от 0,1 до 60 мас.% жаростойкого аморфного оксида металла.

Носитель катализатора может быть получен формовкой смеси, включающей вышеупомянутую твердую кислоту и связующее вещество, и затем нагреванием. Доля твердой кислоты предпочтительно находится в интервале от 1 до 70 мас.%, более предпочтительно от 2 до 60 мас.%, по отношению к общему количеству носителя. Более того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит, содержание USY цеолита предпочтительно находится в интервале от 0,1 до 10 мас.%, более предпочтительно от 0,5 до 5 мас.%, по отношению к общему количеству носителя. Кроме того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит и боралюминиевый оксидный катализатор, массовое соотношение USY цеолита и боралюминиевого оксидного катализатора (USY цеолит/боралюминиевый оксидный катализатор) предпочтительно находится в интервале от 0,03 до 1. Более того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит и алюмосиликат, массовое соотношение USY цеолита и алюмосиликата (USY цеолит/алюмосиликат) предпочтительно находится в интервале от 0,03 до 1.

Не существует конкретных ограничений для связующего вещества, но оксид алюминия, оксид кремния, алюмосиликат, оксид титана или оксид магния являются предпочтительными, оксид алюминия является особенно предпочтительным. Содержание связующего вещества предпочтительно находится в интервале от 20 до 98 мас.%, более предпочтительно от 30 до 96 мас.% по отношению к общему количеству носителя.

Температура нагревания смеси предпочтительно находится в интервале от 400 до 550°С, более предпочтительно от 470 до 530°С, еще более предпочтительно от 490 до 530°С.

Конкретные примеры металла VIII группы включают кобальт, никель, родий, палладий, иридий или платину. Из них предпочтительный для использования металл выбирают из никеля, палладия или платины отдельно, или нескольких из них в сочетании.

Подобный металл может быть нанесен на носитель обычным способом, таким как пропитка или ионный обмен. Не существует конкретных ограничений количества наносимого металла, но предпочтительно общее количество металла находится в интервале от 0,1 до 3,0 мас.% по отношению к количеству носителя.

Гидроочистка промежуточной фракции может быть проведена в следующих условиях взаимодействия. Парциальное давление водорода, например, находится в интервале от 0,5 до 12 МПа, предпочтительно от 1,0 до 5,0 МПа. Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) для промежуточной фракции находится в интервале, например, от 0,1 до 10,0 ч-1, предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Не существует конкретных ограничений для соотношения водород/нефть, но данное соотношение находится, например, в интервале от 50 до 1000 нл/л, предпочтительно от 70 до 800 нл/л.

Отметим, что в настоящем описании “ЧОСЖ (часовая объемная скорость жидкости)” означает объемную скорость потока исходного материала нефти в стандартных условиях (25°С, 101325 Па) на единицу объема слоя катализатора, в котором катализатор упакован, ее единица измерения “ч-1” является обратной единице измерения времени (часы). Более того, единица нл измерения объема водорода в соотношении водород/нефть соответствует объему водорода (л) в нормальном состоянии (0°С, 101325 Па).

Более того, температура взаимодействия при гидроочистке находится, например, в интервале от 180 до 400°С, предпочтительно от 200 до 370°С, более предпочтительно от 250 до 350°С, еще более предпочтительно от 280 до 350°С. Желательно, чтобы температура взаимодействия при гидроочистке не превышала 370°С, так как тогда произойдет усиление побочной реакции крекинга лигроина, и вследствие этого в значительной степени уменьшится выход промежуточной фракции, и более того, продукт приобретет окраску, что приведет к ограничениям при его использовании в качестве топливной основы. Кроме того, желательно, чтобы температура взаимодействия не опускалась ниже 200°С, так как в данном случае не произойдет полного удаления спиртов, а вероятно останется их некоторое количество.

Более того, согласно настоящему воплощению, промежуточную фракцию предпочтительно подвергают гидроочистке таким образом, что содержание (мас.%) углеводородов с точкой кипения не более 150°С в промежуточной фракции после взаимодействия с катализатором повышается на 3-9 мас.% по сравнению с таковым перед взаимодействием с катализатором.

Содержание (мас.%) углеводородов с точкой кипения не более 150°С в промежуточной фракции перед и после взаимодействия с катализатором может быть определено, например, анализом с использованием общеизвестного способа, такого как газовая хроматография образцов, отобранных на входе и выходе реакционной колонны.

В соответствии со способом получения нефтяного масла согласно настоящему воплощению условия взаимодействия, при которых содержание (мас.%) углеводородов с точкой кипения не более 150°С в промежуточной фракции повышается на 3-9 мас.% по сравнению с таковым перед взаимодействием с катализатором, могут быть определены заблаговременно при проверке содержания углеводородов с различными количествами атомов углерода в молекуле, входящих в промежуточную фракцию, до и после взаимодействия с катализатором с использованием способа, указанного ранее, затем в данных условиях проводят гидроочистку.

Гидрообработка тяжелого парафинового компонента

В устройстве 30 для гидрообработки тяжелый парафиновый компонент, полученный в первой ректификационной колонне 10, подвергают гидрообработке. В качестве устройства 30 для гидрообработки возможно использование общеизвестного реактора с неподвижным слоем. Согласно настоящему воплощению в реакционной колонне в неподвижном слое проточного реактора находится предварительно определенное количество катализатора гидрокрекинга, таким образом, парафиновый компонент, полученный в первой дистилляционной колонне 10, подвергается гидрокрекингу. Согласно описанию при гидрообработке парафинового компонента в основном осуществляется химическое взаимодействие, сопровождающееся уменьшением молекулярного веса, но гидроизомеризация также включена в гидрообработку.

Примером катализатора гидрокрекинга является тот металл, в составе которого принадлежащий VIII группе периодической таблицы нанесен в качестве активного металла на носитель, содержащий твердую кислоту.

Подходящий носитель представляет собой таковой, содержащий, по меньшей мере, одну твердую кислоту, выбранную из кристаллических цеолитов, таких как ультрастабильные цеолиты Y (USY), HY цеолиты, морденит и β-цеолиты, и жаростойкие аморфные оксиды металла, такие как алюмосиликат, циркониево-силикатный катализатор и боралюминиевый оксидный катализатор. Кроме того, носитель более предпочтительно представляет собой таковой, содержащий USY цеолит, и, по меньшей мере, одну твердую кислоту, выбранную из алюмосиликата, боралюминиевого оксидного катализатора и циркониево-силикатного катализатора, еще более предпочтительным является таковой, включающий USY цеолит и алюмосиликат.

Подобный цеолит USY представляет собой Y цеолит, который был ультрастабилизирован гидротермальной обработкой и/или кислотной обработкой, в результате чего в дополнение к микропористой структуре с микропорами размером не более 20Е, которой обычно обладают Y цеолиты, также образуются новые поры размером 20-100Е. В случае использования USY цеолитов для носителя катализатора гидроочистки не существует конкретных ограничений среднего диаметра его частиц, но данный средний диаметр частиц предпочтительно составляет не более 1,0 мкм, более предпочтительно не более 0,5 мкм. Более того, для USY цеолитов молярное соотношение кремний/алюминий (молярное соотношение кремния и алюминия, далее называемое “соотношение кремний/алюминий”) предпочтительно находится в интервале от 10 до 200, более предпочтительно от 15 до 100, еще более предпочтительно от 20 до 60.

Более того, носитель предпочтительно содержит от 0,1 до 80 мас.% кристаллического цеолита и от 0,1 до 60 мас.% жаростойкого аморфного оксида металла.

Носитель катализатора может быть получен формовкой смеси, включающей вышеупомянутую твердую кислоту и связующее вещество, и затем нагреванием. Доля твердой кислоты предпочтительно находится в интервале от 1 до 70 мас.%, более предпочтительно от 2 до 60 мас.%, по отношению к общему количеству носителя. Более того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит, содержание USY цеолита предпочтительно находится в интервале от 0,1 до 10 мас.%, более предпочтительно от 0,5 до 5 мас.%, по отношению к общему количеству носителя. Кроме того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит и боралюминиевый оксидный катализатор, массовое соотношение USY цеолита и боралюминиевого оксидного катализатора (USY цеолит/боралюминиевый оксидный катализатор) предпочтительно находится в интервале от 0,03 до 1. Более того, в том случае, если носитель содержит USY цеолит и алюмосиликат, массовое соотношение USY цеолита и алюмосиликата (USY цеолит/алюмосиликат) предпочтительно находится в интервале от 0,03 до 1.

Не существует конкретных ограничений для связующего вещества, но оксид алюминия, оксид кремния, алюмосиликат, оксид титана или оксид магния являются предпочтительными, оксид алюминия является особенно предпочтительным. Содержание связующего вещества предпочтительно находится в интервале от 20 до 98 мас.%, более предпочтительно от 30 до 96 мас.%, по отношению к общему количеству носителя.

Температура обжига смеси предпочтительно находится в интервале от 400 до 550°С, более предпочтительно от 470 до 530°С, еще более предпочтительно от 490 до 530°С.

Конкретные примеры металла VIII группы включают кобальт, никель, родий, палладий, иридий или платину. Из данных предпочтительный для использования металл выбирают из никеля, палладия или платины отдельно, или сочетания нескольких из них.

Подобный металл может быть нанесен на носитель обычным способом, таким как пропитка или ионный обмен. Не существует конкретных ограничений для количества наносимого металла, но предпочтительно общее количество металла находится в интервале от 0,1 до 3,0 мас.% по отношению к количеству носителя.

Гидрокрекинг тяжелого компонента воска может быть проведен в следующих условиях взаимодействия. Парциальное давление водорода, например, находится в интервале от 0,5 до 12 МПа, предпочтительно от 1,0 до 5,0 МПа. Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) для промежуточной фракции находится в интервале, например, от 0,1 до 10,0 ч-1, предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Не существует конкретных ограничений для соотношения водород/нефть, но данное соотношение находится, например, в интервале от 50 до 1000 нл/л, предпочтительно от 70 до 800 нл/л.

Более того, согласно настоящему воплощению парафиновый компонент предпочтительно подвергают гидрокрекингу таким образом, что содержание фракции с точкой кипения не более 360°С в парафиновом компоненте после взаимодействия с катализатором находится в интервале от 45 до 85 мас.%.

Содержание фракции с точкой кипения не более 360°С в составе парафинового компонента после взаимодействия с катализатором может быть определено, например, путем анализа с использованием общеизвестного метода, такого как газовая хроматография образцов, отобранных на входе и выходе реакционной колонны.

В соответствии со способом получения нефтяного масла согласно настоящему воплощению условия взаимодействия, при которых содержание фракции с точкой кипения не более 360°С, в составе парафинового компонента после взаимодействия с катализатором составляет от 45 до 85 мас.%, может быть определено предварительно, гидрокрекинг проводили в данных условиях.

Фракционирование нефтяного масла

Промежуточная фракция, подвергнутая гидрообработке, поступающая из аппарата 20 для гидрообработки (далее иногда называемая в описании “продукт гидрообработки”), и парафиновый компонент, подвергнутый гидрообработке, поступающий из устройства 30 для гидрообработки (далее иногда называемый в описании “продукт гидрокрекинга”), транспортируют ко второй дистилляционной колонне 40 с прохождением через резервуары 22 и 32 для разделения газа и жидкости соответственно, и вместе подвергают перегонке во второй дистилляционной колонне 40, таким образом, чтобы произошло фракционирование на желаемые фракции.

В резервуарах 22 и 32 для разделения газа и жидкости продукт гидроочистки и продукт гидрокрекинга, каждый, разделяют на, например, газообразный водород, не вступивший во взаимодействие, и легкую фракцию газообразного водорода, включающую углеводороды, имеющие не более 4 атомов углерода, и жидкое нефтяное масло, включающее углеводороды, имеющие не менее 5 атомов углерода. В описании жидкие нефтяные масла переносят в дистилляционную колонну 40 в качестве продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга. В качестве каждого из резервуаров для разделения жидкости и газа возможно использование любого общеизвестного.

Во второй дистилляционной колонне 40 при фракционировании продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга устанавливают две границы кипения фракций, таким образом, в качестве легкой фракции может быть получена фракция, обладающая точкой кипения не более первой границы кипения фракций, в качестве промежуточной фракции фракция, обладающая точкой кипения между первой границей кипения фракций и второй границей кипения фракций, и в качестве масла на дне фракции, обладающей точкой кипения не менее второй границы кипения (тяжелый парафиновый компонент). Согласно настоящему воплощению в качестве нефтяного масла получают промежуточную фракцию, причем фракционирование происходит таким образом, что содержание фракции с точкой кипения от 150 до 360°С составляет не менее 90 мас.% и содержание фракции с точкой кипения не менее 350°С составляет не менее 5 мас.%.

Первую границу кипения фракций и вторую границу кипения фракций предпочтительно устанавливают в интервале от 135 до 170°С и в интервале от 345 до 375°С соответственно, более предпочтительно в интервале от 145 до 155°С и в интервале от 360 до 375°С соответственно.

Отметим, что число границ кипения фракций для второй дистилляционной колонны 40 не ограничивается двумя, а предпочтительно возможно установить три или более при условии, что нефтяное масло по настоящему изобретению может быть получено, как описано выше.

Промежуточную фракцию, полученную, как описано выше, т.е. нефтяное масло по настоящему изобретению, извлекают посредством потока 8 извлечения. Более того, лигроин более легкий, чем промежуточная фракция, сбрасывают из системы по линии 7, в то время как парафиновый компонент, более тяжелый, чем промежуточная фракция, направляют в устройство 30 для гидрообработки по циркуляционной линии 9, и подвергают гидрокрекингу при необходимости.

Согласно способу получения нефтяного масла по настоящему изобретению, описанному выше, нефтяное масло, обладающее температурой потери текучести не более -7,5°С и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с, может быть получено с высоким выходом. Подобное нефтяное масло может быть соответствующем образом использовано в качестве, например, основы для экологичного дизельного топлива.

Примеры

Далее представлено более подробное описание настоящего изобретения при помощи действующих примеров. Однако настоящее изобретение не ограничивается данными действующими примерами.

Получение катализатора

Катализатор А

USY цеолит (молярное соотношение оксид кремния/оксид алюминия: 37), обладающий средним диаметром частиц 1,1 мкм, алюмосиликат (молярное соотношение оксид кремния/оксид алюминия: 14) и связующее вещество оксид алюминия смешивали и перемешивали в весовом соотношении 3:57:40, и смесь формовали в цилиндрических шаблонах диаметром приблизительно 1,6 мм и длиной приблизительно 4 мм, и затем проводили обжиг при 500°С в течение 1 часа, таким образом, получали носитель. Носитель пропитывали водным раствором платинохлористоводородной кислоты, таким образом обеспечивая нанесение платины. Носитель с нанесенной платиной сушили при 120°С в течение 3 часов и затем проводили обжиг при 500°С в течение 1 часа, таким образом получали катализатор А. Количество нанесенной платины составляло 0,8 мас.% по отношению к количеству носителя.

Получение нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива

Пример 1

Фракционирование ФТ синтетической нефти

Нефть, полученная при помощи ФТ синтеза (ФТ синтетическая нефть) (содержание углеводородов с точкой кипения не менее 150°С: 84 мас.%, содержание углеводородов с точкой кипения не менее 360°С: 42 мас.%, оба содержания по отношению к общему количеству ФТ синтетической нефти (общее количество углеводородов, имеющих не менее 5 атомов углерода)), разделяли с использованием ректификационной колонны на легкую фракцию с точкой кипения не более 150°С, промежуточную фракцию с точкой кипения от 150 до 350°С (содержание углеводородов с точкой кипения от 150 до 360°С: 100 мас.%, содержание углеводородов с точкой кипения не менее 350°С: 0 мас.%, содержание углеводородов с точкой кипения от 300 до 350°С: 19 мас.%, содержание углеводородов с точкой кипения не более 150°С: 0 мас.%) и остатка на дне колонны тяжелого парафинового компонента (представляющая собой фракцию с точкой кипения не менее 350°С).

Гидрообработка (гидроочистка) промежуточной фракции

Катализатор А (150 мл) помещали в проточный реактор с неподвижным слоем, промежуточную фракцию, полученную как описано ниже, подавали со скоростью 300 мл/ч сверху реакционной колонны и гидрообработку проводили в потоке газообразного водорода в следующих условиях взаимодействия.

А именно водород подавали сверху колонны при соотношении водород/нефть 340 нл/л по отношению к промежуточной фракции, клапан обратного давления устанавливали таким образом, что давление в реакционной колонне фиксировалось при давлении на входе 3,0 МПа, и в данных условиях температуру взаимодействия (средняя температура массы слоя катализатора) устанавливали таким образом, что содержание углеводородов с точкой кипения не более 150°С в промежуточной фракции, подвергнутой гидрообработке (продукт взаимодействия), составляло 5 мас.%. Температура взаимодействия в данном случае составляла 308°С. Проверку вышеупомянутого содержания проводили посредством газовой хроматографии промежуточной фракции, подвергнутой гидрообработке (продукт взаимодействия).

Гидрообработка (гидрокрекинг) тяжелого парафинового компонента

С другой стороны, при использовании другой реакционной колонны катализатор А (150 мл) помещали в проточный реактор с неподвижным слоем оставшийся на дне колонны тяжелый парафиновый компонент, полученный как описано ниже, подавали со скоростью 300 мл/ч сверху реакционной колонны и гидрообработку проводили в потоке газообразного водорода в следующих условиях взаимодействия.

А именно водород подают сверху колонны при соотношении водород/нефть 680 нл/л по отношению к парафиновому компоненту, клапан обратного давления устанавливают таким образом, что давление в реакционной колонне фиксируется при давлении на входе 4,0 МПа и в данных условиях температуру взаимодействия (средняя температура массы слоя катализатора) устанавливали таким образом, что содержание продуктов крекинга с точкой кипения не более 360°С в составе парафинового компонента, подвергнутого гидрообработке (продукт гидрокрекинга), составляло приблизительно 70 мас.%. Температура взаимодействия в данном случае составляла 320°С. Вышеупомянутое содержание проверяли посредством газовой хроматографии для парафинового компонента, подвергнутого гидрообработке, (продукт гидрокрекинга) и анализа дистилляционных характеристик.

Фракционирование продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга

Продукт гидроочистки промежуточной фракции и продукт гидрокрекинга парафинового компонента, полученные как описано выше, перемешивали в соотношениях, соответствующих их выходам, смесь фракционировали с использованием ректификационной колонны. Фракцию с точкой кипения от 150 до 360°С получали в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива действующего примера 1. Для полученного нефтяного масла определяли температуру текучести (°С) и кинематическую вязкость при 30°С (мм2/с). Результаты приведены в таблице 1. Температуру текучести определяли в соответствии с методом тестирования JIS K2269 и кинематическую вязкость определяли при 30°С в соответствии с методом тестирования JIS K2283.

Таблица 1
Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Пример 5 Сравнительный пример 1 Сравнительный
пример 2
Содержание фракции с точкой кипения не менее 350°С в промежуточной фракции, предназначенной для гидрообработки (мас.%) 0 0 0 0 4 10 20
Интервал кипения нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива (°С) 150-360 150-380 145-380 140-385 150-360 150-360 150-360
Содержание фракции с точкой кипения от 150 до 350°С в нефтяном масле для базового компонента дизельного топлива (мас.%) 99 93 90 86 99 99 99
Содержание фракции с точкой кипения не менее 350°С в нефтяном масле для базового компонента дизельного топлива (мас.%) 5 8 7,8 9 8 8 13
Выход нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива по отношению к исходному материалу ФТ синтетической нефти (мас.%) 64 68 70 72 65 63 65
Кинематическая вязкость нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива при 30°С (мм2/с) 2,6 2,8 2,7 2,7 2,65 2,8 3,0
Температура потери текучести нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива (°С) -12,5 -7,5 -10,0 -7,5 -10,0 -5,0 -2,5

Пример 2

Нефтяное масло для базового компонента дизельного топлива согласно примеру 2 было получено, как описано в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 360°С в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива посредством фракционирования продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга как в примере 1, в качестве нефтяного масла была получена фракция с точкой кипения от 150 до 380°С для базового компонента дизельного топлива. Для полученного нефтяного масла, анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 3

Нефтяное масло базового компонента дизельного топлива примера 3 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 360°С в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива посредством фракционирования продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга как в примере 1, в качестве нефтяного масла была получена фракция с точкой кипения от 145 до 380°С для базового компонента дизельного топлива. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 4

Нефтяное масло базового компонента дизельного топлива примера 4 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 360°С в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива посредством фракционирования продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга как в примере 1, в качестве нефтяного масла была получена фракция с точкой кипения от 140 до 385°С для базового компонента дизельного топлива. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 5

Нефтяное масло базового компонента дизельного топлива примера 5 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 350°С в качестве промежуточной фракции посредством фракционирования ФТ синтетического масла как в примере 1 была получена фракция с точкой кипения от 150 до 356°С (содержание углеводородов с точкой кипения не менее 350°С: 4 мас.%), и парафиновый компонент, представляющий собой фракцию с точкой кипения не менее 356°С, получали в качестве осадка парафинового компонента на дне колонны. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Сравнительный пример 1

Нефтяное масло для базового компонента дизельного топлива сравнительного примера 1 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 350°С в качестве промежуточной фракции посредством фракционирования ФТ синтетической нефти как в примере 1 была получена фракция с точкой кипения от 150 до 362°С (содержание углеводородов с точкой кипения не менее 350°С: 10 мас.%), и парафиновый компонент, представляющий собой фракцию с точкой кипения не менее 362°С, получали в качестве осадка парафинового компонента на дне колонны. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Сравнительный пример 2

Нефтяное масло для базового компонента дизельного топлива сравнительного примера 2 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 350°С в качестве промежуточной фракции посредством фракционирования ФТ синтетического масла как в примере 1 была получена фракция с точкой кипения от 150 до 375°С (содержание углеводородов с точкой кипения не менее 350°С: 20 мас.%), и парафиновый компонент, представляющий собой фракцию с точкой кипения не менее 375°С, получали в качестве осадка парафинового компонента на дне колонны. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 1.

Сравнительный пример 3

Нефтяное масло для базового компонента дизельного топлива сравнительного примера 3 получали как в примере 1, за исключением того, что вместо получения фракции с точкой кипения от 150 до 360°С в качестве промежуточной фракции посредством фракционирования продукта гидроочистки и продукта гидрокрекинга как в примере 1 была получена фракция с точкой кипения от 180 до 330°С в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 2.

Таблица 2
Сравнительный пример 3 Сравнительный пример 4
Интервал кипения нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива (°С) 180-330 150-370
Содержание фракции с точкой кипения от 150 до 360°С в нефтяном масле для базового компонента дизельного топлива (мас.%) 100 96
Содержание фракции с точкой кипения не менее 350°С в нефтяном масле для базового компонента дизельного топлива (мас.%) 0 11
Выход нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива по отношению к исходному материалу ФТ синтетическому маслу (мас.%) 46 24
Кинематическая вязкость нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива при 30°С (мм2/с) 2,6 2,6
Температура потери текучести нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива (°С) -7,5 -15

Сравнительный пример 4

Нефтяное масло для базового компонента дизельного топлива сравнительного примера 4 получали как в примере 1, за исключением того, что не использовали промежуточную фракцию согласно примеру 1, но предпочтительно подвергали фракционированию только продукт гидрокрекинга осадка со дна колонны парафинового компонента с использование ректификационной колонны, в качестве нефтяного масла для базового компонента дизельного топлива была получена фракция с точкой кипения от 150 до 370°С. Для полученного нефтяного масла анализ проводили как в примере 1. Результаты приведены в таблице 2.

1. Способ получения нефтяного масла, включающий стадии фракционирования синтетической нефти, полученной синтезом Фишера - Тропша, таким образом, что полученная промежуточная фракция, обладающая содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С не менее 90 мас.% и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не более 5 мас.%, и парафинового компонента, который является более тяжелым, чем промежуточная фракция, и приведения во взаимодействие каждого из указанных промежуточной фракции и парафинового компонента с катализатором гидрообработки в присутствии водорода, их смешивания и фракционирования, так чтобы получить нефтяное масло, обладающее содержанием фракции с точкой кипения от 150 до 360°С не менее 86 мас.% и содержанием фракции с точкой кипения не менее 350°С не менее 5 мас.%.

2. Способ получения нефтяного масла по п.1, в котором указанная промежуточная фракция подвергается гидрообработке таким образом, что содержание углеводородов с точкой кипения не более 150°С в указанной промежуточной фракции на 3-9% больше после взаимодействия с указанным катализатором гидрообработки, чем перед взаимодействием.

3. Способ получения нефтяного масла по п.1 или 2, где указанный парафиновый компонент подвергают гидрообработке таким образом, что содержание фракции с точкой кипения не более 360°С в указанном парафиновом компоненте после взаимодействия с указанным катализатором гидрообработки составляет от 45 до 85 мас.%.

4. Способ получения нефтяного масла по п.1 или 2, в котором каждый из указанных катализаторов гидрообработки приводят в контакт с указанной промежуточной фракцией, и указанный катализатор гидрообработки приводят в контакт с указанным парафиновым компонентом, включает носитель, содержащий от 0,1 до 80,0 мас.% кристаллического цеолита и от 0,1 до 60,0 мас.% жаростойкого аморфного оксида металла, и, по меньшей мере, один металл, выбранный из группы металлов, принадлежащих к VIII группе Периодической таблицы, нанесенный на носитель.

5. Способ получения нефтяного масла по п.1 или 2, где указанную промежуточную фракцию приводят в контакт с указанным катализатором гидрообработки при температуре реакции от 200 до 370°С, парциальном давлении водорода от 1,0 до 5,0 МПа и часовой объемной скорости жидкости от 0,3 до 3,5 ч-1, и указанный парафиновый компонент приводят в контакт с указанным катализатором гидрообработки при температуре реакции от 200 до 370°С, парциальном давлении водорода от 1,0 до 5,0 МПа и часовой объемной скорости жидкости от 0,3 до 3,5 ч-1.

6. Нефтяное масло, полученное способом получения по любому из пп.1-5, обладающее температурой потери текучести не более -7,5°С и кинематической вязкостью при 30°С не менее 2,5 мм2/с.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам получения дизельного топлива из остаточного нефтяного сырья и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. .
Изобретение относится к способу получения малосернистых среднедистиллятных фракций с улучшенными низкотемпературными характеристиками путем их обработки в среде водорода при повышенных давлении и температуре в присутствии катализаторов или каталитических систем, характеризующемуся тем, что фракции с температурой конца кипения 210-280°С обрабатывают на катализаторах или каталитических системах, предназначенных преимущественно для превращения элементоорганических соединений; фракции с температурой начала кипения 210-280°С обрабатывают на каталитических системах, состоящих из катализаторов превращения элементоорганических соединений и н-парафиновых углеводородов; при этом катализаторы преимущественного превращения элементоорганических соединений представляют собой алюмоникель(кобальт)молибденовые оксидные катализаторы; каталитические системы преимущественного превращения элементоорганических соединений представляют собой каталитические системы, состоящие из указанных катализаторов, а катализаторы превращения н-парафиновых углеводородов содержат алюмосиликатные соединения кристаллического строения в виде цеолитов типа пентасил и активные гидрирующие компоненты в виде оксида никеля или смеси оксидов никеля и молибдена.

Изобретение относится к гидрообработке углеводородных потоков, включающей гидрокрекинг и гидроочистку таких потоков на нефтеперерабатывающем заводе или химическом комбинате.
Изобретение относится к способам получения углеводородного топлива и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. .

Изобретение относится к интегрированному способу получения дизельного топлива или добавок к топливу из биологического материала посредством получения парафинов в реакции Фишера-Тропша, с одной стороны, и посредством каталитической гидродеоксигенации масел и жиров биологического происхождения, с другой стороны

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа переработки нефти, включающего фракционирование нефтяного сырья совместно со светлыми фракциями термической конверсии и гидроконверсии с получением светлых фракций, тяжелого газойля и остатка, гидроочистку светлых фракций, деасфальтизацию остатка фракционирования совместно с остатком термической конверсии и, по меньшей мере, частью остатка гидроконверсии, с получением деасфальтизата и асфальта, при этом смесь тяжелого газойля и деасфальтизата подвергают термической конверсии с получением светлых фракций и остатка, направляемого на деасфальтизацию, а асфальт подвергают гидроконверсии с получением светлых фракций и остатка гидроконверсии, по меньшей мере, часть которого направляют на деасфальтизацию, а балансовую часть сжигают с целью получения энергии для собственных нужд и выработки концентрата ванадия и никеля, кроме того, сумму светлых фракций, полученных при фракционировании, термической конверсии и гидроконверсии, подвергают гидроочистке и стабилизации с получением дизельного топлива и легкой фракции стабилизации, которую подвергают каталитической переработке и фракционированию продуктов переработки, например с получением автобензина. Технический результат - безостаточная переработка нефти, отсутствие полупродуктов, выработка моторных топлив и дизельного топлива в их числе с высоким выходом, расширение ассортимента товарной продукции. 1 ил. ,1пр.

Изобретение относится к способам получения высокооктанового базового бензина и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается двухстадийного способа получения высокооктанового базового бензина с использованием жидкого и газообразного углеводородного сырья в присутствии катализатора, и циркуляцией непревращенного сырья и углеводородных газов. В качестве жидкого углеводородного сырья используют нефть, или газовый конденсат, или их смесь, в качестве газообразного углеводородного сырья используют фракцию C1-C4 и/или фракцию C3-C4 и циркулирующие углеводородные газы, жидкое углеводородное сырье подвергают фракционированию в ректификационной колонне с отбором прямогонных фракции с пределами выкипания внутри интервала температур C5-75°C, бензольной фракции с пределами выкипания внутри интервала температур 75-85°C, фракции 85-(160-220)°C и циркулирующих углеводородных газов, фракцию с пределами выкипания внутри интервала температур C5-75°C и 85-(160-220)°C подают в первую стадию контактирования с цеолитсодержащим катализатором или системой катализаторов, промотированных металлами I-VIII группы Периодической таблицы, бензольную фракцию с пределами выкипания внутри интервала температур 75-85°C удаляют из продуктов фракционирования. Во вторую стадию контактирования подают газообразное углеводородное сырье, которое контактирует с цеолитсодержащим катализатором или системой катализаторов, промотированных металлами I-VIII группы Периодической таблицы, причем контактирование в первой и второй стадиях проходит при протекании основных реакций - изомеризации, ароматизации и гидрирования; продукты контактирования первой и второй стадий проходят совместно стабилизацию и фракционирование с выделением целевого продукта - высокооктанового базового бензина, выкипающего внутри интервала температур C5-(160-220°C), остатка выше (160-220°C), непревращенного сырья, которое циркулирует в сырье первой стадии, и углеводородных газов, которые циркулируют в сырье второй стадии. Технический результат - получение высокооктанового базового бензина с улучшенными экологическими характеристиками. 5 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к процессам нефтепереработки. Изобретение касается способа получения зимнего дизельного топлива из сернистых нефтей, включающего перегонку нефти, при которой выделяют легкую и тяжелую прямогонные дизельные фракции, далее прямогонную фракцию легкого дизельного топлива подвергают каталитической гидроочистке, а прямогонную фракцию тяжелого дизельного топлива в полном объеме подвергают каталитической гидроочистке и каталитической депарафинизации. Прямогонную фракцию легкого дизельного топлива выделяют с температурой помутнения, находящейся в интервале температур от 5°C выше до 5°C ниже нормативного значения для получаемого товарного зимнего дизельного топлива, а прямогонную фракцию тяжелого дизельного топлива выделяют с 95%-ной точкой выкипания фракционного состава, которая обеспечивает возможность вовлечения этой фракции полностью или частично в зимнее дизельное топливо после проведения процесса депарафинизации. Процесс каталитической депарафинизации фракции тяжелого дизельного топлива ведут до получения необходимых значений температуры помутнения данной фракции, которые обеспечивают получение нормативного значения температуры помутнения товарного зимнего дизельного топлива, получаемого компаундированием гидроочищенной фракции легкого дизельного топлива с балансовым количеством прошедшей гидроочистку и каталитическую депарафинизацию фракции тяжелого дизельного топлива, одновременно обеспечивают при этом нормативное значение 95%-ной точки выкипания фракционного состава товарного топлива, а необходимое значение предельной температуры фильтруемости (ПТФ) товарного топлива обеспечивают путем ввода депрессорной присадки. Технический результат - получение зимнего дизельного топлива с максимальным использованием основного ресурса - фракции прямогонного топлива дизельного летнего без привлечения керосиновых фракций, с сохранением отборов фракций светлых нефтепродуктов на установках первичной перегонки нефти, снижение производственных и капитальных затрат. 1 ил., 4 табл., 4 пр.

Настоящее изобретение относится к способу переработки сырой нефти, включающему установку для разделения сырой нефти, состоящую по меньшей мере из одной установки перегонки под атмосферным давлением для разделения на различные фракции, установок для конверсии полученных тяжелых фракций, установок для улучшения качества некоторых фракций, полученных посредством воздействия на химический состав их компонентов, и установок для удаления нежелательных компонентов, при этом наиболее тяжелая фракция, остаток атмосферной перегонки, направляется в установку для конверсии, содержащую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе или типа с кипящим слоем, в который водород или смесь водорода и H2S вводится в присутствии нанодисперсного катализатора гидрирования и при этом указанная установка конверсии заменяет собой секцию перегонки под разрежением. Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности процесса переработки сырой нефти. 8 з.п. ф-лы, 4 пр., 14 табл. 3 ил.
Наверх