[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

EA019522B1 - Способ получения жидких топливных продуктов - Google Patents

Способ получения жидких топливных продуктов Download PDF

Info

Publication number
EA019522B1
EA019522B1 EA201170994A EA201170994A EA019522B1 EA 019522 B1 EA019522 B1 EA 019522B1 EA 201170994 A EA201170994 A EA 201170994A EA 201170994 A EA201170994 A EA 201170994A EA 019522 B1 EA019522 B1 EA 019522B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
hydrocarbon compounds
light
fractional distillation
gas
naphtha
Prior art date
Application number
EA201170994A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170994A1 (ru
Inventor
Юити Танака
Ясумаса Морита
Кенити Кавазуиси
Original Assignee
Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Инпекс Корпорейшн
ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН
Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.
Космо Ойл Ко., Лтд.
Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд.
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 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн, Инпекс Корпорейшн, ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН, Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд., Космо Ойл Ко., Лтд., Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. filed Critical Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Publication of EA201170994A1 publication Critical patent/EA201170994A1/ru
Publication of EA019522B1 publication Critical patent/EA019522B1/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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • 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
    • C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
    • C10G53/16—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural parallel stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C10G2400/06—Gasoil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/08—Jet fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • 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)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Предложен способ повышения качества углеводородных соединений, в котором углеводородные соединения, полученные по реакции синтеза Фишера-Тропша, подвергают фракционной перегонке и углеводородные соединения, полученные после фракционной перегонки, гидрируют с получением жидких топливных продуктов. Способ включает фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений, полученных в реакции синтеза Фишера-Тропша в виде жидкости, на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию и фракционную перегонку легких углеводородных соединений, полученных в реакции синтеза Фишера-Тропша в виде газа, на второй средний дистиллят и легкую газовую фракцию.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу повышения качества углеводородных соединений и установке для разделительной перегонки углеводородных соединений, который обеспечивает разделение и очистку углеводородных соединений, полученных реакцией синтеза Фишера-Тропша.
Испрашивается приоритет патентной заявки Японии № 2009-046152, поданной 27 февраля 2009 г., содержание которой введено в настоящий документ в порядке ссылки.
Уровень техники
Одним из методов синтеза жидких топлив из природного газа является недавно разработанный метод СЬТ (Сак То Ыс.|ШЙ5 метод синтеза жидкого топлива). В методе СЬТ осуществляют риформинг природного газа с получением синтез-газа, содержащего газообразный оксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2) в качестве основных компонентов, а затем получают углеводородные соединения реакцией синтеза Фишера-Тропша с использованием синтез-газа в качестве газообразного сырья. Кроме того, в методе СТЬ углеводородные соединения гидрируют и подвергают фракционной перегонке с получением жидких топливных продуктов, таких как нафта (сырой бензин), керосин, газойль и парафин.
Поскольку жидкие топливные продукты из углеводородных соединений, использованных как сырье, имеют высокое содержание парафинов и не включают соединений серы, например, как показано в патентном документе 1, жидкие топливные продукты привлекают внимание как топлива, не загрязняющие окружающую среду.
В реакторе синтеза, в котором протекает реакция синтеза Фишера-Тропша, образуются тяжелые углеводородные соединения с относительно большим числом атомов углерода в виде жидкости, и легкие углеводородные соединения с относительно низким числом атомов углерода (главным образом включающие углеводороды, эквивалентные нафте) образуются в виде газа.
В качестве примера метода получения жидкотопливных продуктов из легких и тяжелых углеводородных соединений упомянут следующий процесс. Во-первых, легкие углеводородные соединения, выходящие в виде газа из реактора синтеза, охлаждаются и сжижаются в теплообменнике. И сжиженные легкие углеводородные соединения отделяют и извлекают в газожидкостном сепараторе. Затем извлеченные легкие углеводородные соединения смешивают с тяжелыми углеводородными соединениями, выходящими в виде жидкости из реактора синтеза, и направляют в устройство для дробной перегонки.
Затем углеводородные соединения подвергают фракционной перегонке согласно температурам кипения в устройстве для дробной перегонки и разгоняют на фракции нафты (температура кипения которой ниже приблизительно 150°С), средний дистиллят, соответствующий керосину, газойль (температура кипения которого составляет приблизительно от 150 до 360°С) и парафиновую фракцию (температура кипения которой превышает приблизительно 360°С).
Фракцию нафты, средний дистиллят и парафиновую фракцию гидрируют, соответственно, с получением легких топлив и других продуктов, таких как нафта, керосин, газойль или парафин.
Список приведенных документов.
Патентный документ.
Патентный документ 1: публикация не прошедшей экспертизу патентной заявки Японии № 2004323626.
Краткое изложение сущности изобретения
Техническая задача.
В вышеупомянутом способе, рассмотренном в качестве примера, тяжелые углеводородные соединения, выходящие в виде жидкости из реактора синтеза, и легкие углеводородные соединения, извлекаемые из газообразного компонента, выходящего из реактора синтеза, смешивают вместе, а затем подвергают фракционной перегонке в устройстве для дробной перегонки, как указано выше.
Когда смесь легких и тяжелых углеводородных соединений подвергают фракционной перегонке на фракцию нафты, средний дистиллят и парафиновую фракцию в устройстве для дробной перегонки, существует проблема, состоящая в том, что легкие углеводородные соединения, включающие главным образом фракцию нафты, подвергаются излишнему нагреву, превышающему требуемый для их фракционной перегонки. Как результат, затраты на энергию, требуемую для перегонки, могут возрасти.
Настоящее изобретение создано в свете вышеупомянутых обстоятельств, и задача его заключается в разработке способа повышения качества углеводородных соединений и установки для разделительной перегонки углеводородных соединений, способной эффективно извлекать углеводороды, эквивалентные нафте, из углеводородных соединений, полученных в реакции синтеза Фишера-Тропша, и снижать затраты на энергию для отделения фракции нафты, среднего дистиллята и парафиновой фракции от углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша.
Решение задачи
Чтобы решить вышеуказанную задачу и достичь данной цели, настоящее изобретение предлагает следующие способы и установки.
То есть, способ повышения качества углеводородных соединений, в котором углеводородные соединения, полученные по реакции синтеза Фишера-Тропша, подвергают фракционной перегонке, и углеводородные соединения после фракционной перегонки подвергают гидрообработке с получением жид
- 1 019522 ких топливных продуктов.
Способ включает фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша в виде жидкости, на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию, и фракционную перегонку легких углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша в виде газа, на второй средний дистиллят и фракцию легких газов.
В способе повышения качества углеводородных соединений по настоящему изобретению фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений и фракционную перегонку легких углеводородных соединений проводят по отдельности. Таким образом, фракционная перегонка легких углеводородных соединений может быть проведена при минимально необходимом нагреве и может снизить энергозатраты на нагревание легких углеводородных соединений. Соответственно, энергия, необходимая для фракционной перегонки углеводородных соединений, снижается в настоящем изобретении.
Кроме того, хотя углеводородные соединения, эквивалентные нафте, содержатся даже в тяжелых углеводородных соединениях, поскольку их содержание очень небольшое, то это не оказывает существенного влияния на производство нафты. Кроме того, при фракционной перегонке легких углеводородных соединений легкие углеводородные соединения, включающие много углеводородных соединений, эквивалентных нафте, подвергаются фракционной перегонке на фракцию легких газов и второй средний дистиллят. Таким образом, углеводороды, эквивалентные нафте, могут быть эффективно извлечены.
Способ повышения качества углеводородных соединений может дополнительно включать отделение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, от фракции легкого газа.
В данном случае можно отделить углеводороды, эквивалентные нафте, которые находятся во фракции легкого газа.
Способ повышения качества углеводородных соединений может дополнительно включать блок дефлегмации углеводородных соединений, эквивалентных нафте, на стадии фракционной перегонки легких углеводородных соединений.
Способ повышения качества углеводородных соединений может дополнительно включать смешение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята и гидрообработку их смеси.
Смесь углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята входит в углеводородные соединения, эквивалентные нафте (С5-С10), углеводородные соединения, эквивалентные керосину (Сп-С15) и углеводородные соединения, эквивалентные газойлю (С15-С20). Данные углеводородные соединения могут быть гидрообработаны в тех же условиях. Следовательно, затраты, требуемые для гидрообработки, могут быть снижены, когда гидрообработку проводят после смешивания углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята.
При разделении углеводородных соединений, эквивалентных нафте, давление фракции легкого газа для разделения фракции легкого газа и углеводородных соединений, эквивалентных нафте, может быть установлено в интервале от 200 до 600 кПа.
В данном случае, поскольку давление фракции легкого газа установлено на 600 кПа или меньше, можно предотвратить конденсацию влаги во фракции легкого газа. Тем не менее, поскольку давление фракции легкого газа установлено на 200 кПа или больше, содержание углеводородных соединений, эквивалентных нафте, входящих во фракцию легкого газа, после ее отделения может быть доведено до небольших величин.
При фракционной перегонке легких углеводородных соединений температура фракции легких газов может быть установлена в интервале от 100 до 120°С.
В данном случае, поскольку температура фракции легких газов установлена на 100°С или выше, можно предотвратить конденсацию влаги во фракции легких газов. Кроме того, поскольку температура фракции легких газов установлена на 120°С или ниже, использование тепла во фракционной перегонке легких углеводородных соединений может быть резко уменьшено, и стоимость энергии может быть снижена.
При фракционной перегонке легких углеводородных соединений температура второго среднего дистиллята может быть установлена в интервале от 250 до 270°С.
В данном случае, поскольку температура второго среднего дистиллята установлена на 270°С или ниже, использование тепла во фракционной перегонке легких углеводородных соединений может быть уменьшено, и затраты на энергию могут быть снижены. Кроме того, также можно использовать пар высокого давления, имеющий температуру в интервале 260-300°С, как источник тепла для нагрева. При этом, поскольку температура в кубе устройства для дробной перегонки, в котором происходит перегонка легких углеводородных соединений, установлена на 250°С или выше, второй средний дистиллят и фракция легких газов может быть эффективно дробно перегнана.
Установка для дистилляционного разделения углеводородных соединений согласно настоящему изобретению представляет установку для фракционной перегонки углеводородных соединений, выходящих из реактора синтеза, в котором происходит образование углеводородных соединений по реакции синтеза Фишера-Тропша.
- 2 019522
Установка включает устройство для дробной перегонки тяжелых углеводородов для фракционной перегонки тяжелых углеводородных соединений, выходящих из реактора синтеза, на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию, и устройство для дробной перегонки легких углеводородов для фракционной перегонки легких углеводородных соединений, выходящих из реактора синтеза, на фракцию легких газов и второй средний дистиллят.
В установке для дистилляционного разделения углеводородных соединений по настоящему изобретению установка включает устройство для дробной перегонки тяжелых углеводородов, в котором протекает фракционная перегонка тяжелых углеводородных соединений, и устройство для дробной перегонки легких углеводородов, в котором протекает фракционная перегонка легких углеводородных соединений. Таким образом, фракционная перегонка тяжелых углеводородных соединений и легких углеводородных соединений может проводиться по отдельности. Следовательно, нет необходимости нагревать легкие углеводородные соединения в устройстве для дробной перегонки легких углеводородов в большей степени, чем необходимо, и затраты на энергию могут быть существенно снижены. Кроме того, в устройстве для дробной перегонки легких углеводородов могут быть эффективно получены углеводородные соединения, эквивалентные нафте.
Установка для дистилляционного разделения углеводородных соединений может дополнительно включать сепаратор для легких углеводородов для отделения углеводородных соединений, эквивалентных нафте, от фракции легких газов.
В данном случае углеводородные соединения, эквивалентные нафте, могут быть отделены от фракции легких газов, даже если фракция легких газов включает углеводородные соединения, эквивалентные нафте.
В установке для дистилляционного разделения углеводородных соединений сепаратор легких углеводородов может включать линию циркуляции, которая направляет часть углеводородных соединений, эквивалентных нафте, в качестве флегмы в устройство для дробной перегонки легких углеводородов.
Установка для дистилляционного разделения углеводородных соединений может дополнительно включать секцию смешения для смешивания углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята.
Углеводородные соединения, эквивалентные нафте, первый средний дистиллят и второй средний дистиллят могут быть гидрообработаны в тех же условиях. Соответственно, можно подвергать гидрообработке смесь углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята, полученную в секции смешения.
Положительные эффекты от изобретения
Согласно настоящему изобретению можно обеспечить способ повышения качества углеводородных соединений и установку для дистилляционного разделения углеводородных соединений, способные обеспечивать эффективное извлечение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, из углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша, и сократить затраты на энергию для отделения фракции нафты, среднего дистиллята и парафиновой фракции от углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1. Схема общей конфигурации системы синтеза углеводородов, включающая установку для дистилляционного разделения углеводородных соединений по варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 2. Пояснительная схема окружения установки для дистилляционного разделения углеводородных соединений согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 3. Схема способа повышения качества углеводородных соединений согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Описание вариантов осуществления изобретения
Далее будет описан предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Во-первых, со ссылкой на фиг. 1, будут рассмотрены общая конфигурация и процесс системы синтеза жидких топлив (реакционная система синтеза углеводородов), включающая установку для дистилляционного разделения углеводородных соединений по настоящему варианту осуществления изобретения.
Как показано на фиг. 1, система 1 синтеза жидких топлив (реакционная система синтеза углеводородов) согласно данному варианту осуществления изобретения представляет собой промышленное предприятие, на котором протекает процесс СЬТ, который превращает углеводородное сырье, такое как природный газ, в жидкие топлива. Данная система 1 синтеза жидких топлив включает блок 3 получения синтез-газа, блок 5 синтеза ФТ и блок 7 повышения качества.
В блоке 3 получения синтез-газа протекает риформинг природного газа, который представляет углеводородное сырье, с получением синтез-газа (газообразного сырья), включающего газообразный оксид углерода и газообразный водород.
- 3 019522
В блоке 5 синтеза ФТ протекает синтез жидких углеводородных соединений из полученного синтез-газа (газообразного сырья) по реакции синтеза Фишера-Тропша.
В блоке 7 повышения качества протекает гидрогенизация и фракционная перегонка жидких углеводородных соединений, полученных по реакции синтеза Фишера-Тропша, с получением жидких топливных продуктов (нафты, керосина, газойля, парафина и т.п.). Далее будут рассмотрены компоненты данных соответствующих установок.
Блок 3 по производству синтез-газа в основном включает реактор 10 десульфуризации, риформингустановку 12, бойлер 14, работающий на отработанном тепле, газожидкостные сепараторы 16 и 18, блок 20 для удаления СО2 и сепаратор 26 водорода.
Реактор 10 десульфуризации состоит, например, из гидродесульфуратора и обеспечивает удаление серосодержащих компонентов из природного газа, который является сырьем.
В риформинг-установке 12 протекает риформинг природного газа, вводимого из реактора 10 десульфуризации с получением синтез-газа, включающего газообразный оксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2) в качестве основных компонентов.
В бойлере 14, использующем тепло отходящих газов, происходит извлечение отработанного тепла синтез-газа, полученного в риформинг-установке 12, и образование пара высокого давления (приблизительно от 260 до 300°С).
В газожидкостном сепараторе 16 происходит разделение воды, нагретой в результате теплообмена синтез-газом в бойлере 14, использующем тепло отходящих газов, на газ (пар высокого давления) и жидкость.
В газожидкостном сепараторе 18 происходит удаление сконденсированного компонента из синтезгаза, охлажденного в бойлере 14, использующем тепло отработанных газов, и подача газового компонента в блок 20 для удаления СО2.
Блок 20 для удаления СО2 имеет поглотительную башню 22 и регенерационную башню 24. Поглотительная башня 22 обеспечивает поглощение газообразного диоксида углерода поглощающим растворителем из синтез-газа, поступающего из газожидкостного сепаратора 18. Регенерационная башня 24 обеспечивает десорбционную обработку поглощающего растворителя, включающего газообразный диоксид углерода, и десорбцию газообразного диоксида углерода и регенерацию поглощающего растворителя.
В сепараторе 26 водорода происходит отделение части газообразного водорода, входящего в синтез-газ, из которого отделен газообразный диоксид углерода в блоке 20 для удаления СО2.
Блок 5 синтеза ФТ включает главным образом барботажный колонный реактор (барботажный колонный реактор синтеза углеводородов) 30, газожидкостной сепаратор 34, сепаратор 36, газожидкостной сепаратор 38 и установку 100 для дистилляционного разделения углеводородных соединений по настоящему варианту осуществления изобретения.
Барботажный колонный реактор 30, который является примером реактора, в котором протекает синтез жидких углеводородных соединений из синтез-газа, работает как реактор синтеза, в котором протекает синтез жидких углеводородных соединений из синтез-газа по реакции синтеза Фишера-Тропша. Барботажный колонный реактор 30 включает, например, реактор барботажного колонного типа с суспензионным слоем, содержащий суспензию внутри емкости колонного типа. В качестве суспензии используют частицы твердого катализатора, суспендированные в жидких углеводородных соединениях (продукт реакции синтеза Фишера-Тропша). В барботажном колонном реакторе 30 происходит взаимодействие газообразного оксида углерода и газообразного водорода, содержащихся в синтез-газе, образованном в вышеназванном блоке 3 получения синтез-газа, друг с другом с получением жидких углеводородных соединений.
В газожидкостном сепараторе 34 происходит разделение воды, циркулирующей и нагреваемой в трубчатом теплообменнике 32, расположенном в барботажном колонном реакторе 30, на пар (пар среднего давления: температура приблизительно 200°С) и жидкость.
В сепараторе 36 происходит разделение суспензии, выходящей из барботажного колонного реактора 30, на частицы катализатора и жидкие углеводородные соединения.
Газожидкостной сепаратор 38 соединен с верхней частью барботажного колонного реактора 30 и охлаждает непрореагировавший синтез-газ и газообразные побочные продукты, включающие легкие углеводородные соединения.
Установка 100 для дистилляционного разделения углеводородных соединений включает, главным образом, устройство 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов (дебутанизатор, как типичный пример) и сепаратор 132 легких углеводородов (сборник орошающей фракции, из которой флегма подается в колонну). В устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов происходит перегонка тяжелых углеводородных соединений, входящих из барботажного колонного реактора 30 через сепаратор 36. В устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов происходит перегонка легких углеводородных соединений, поступающих из барботажного колонного реактора 30 через газожидкостной сепаратор 38. В сепараторе 132 легких углеводородов происходит отделение углеводородов, эквивалентных нафте, от фракции легких га
- 4 019522 зов, полученной в результате фракционной перегонки в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов.
Блок 7 повышения качества включает реактор 50 гидрокрекинга, реактор 52 гидрообработки, газожидкостные сепараторы 56 и 58, устройство 70 для дробной перегонки и стабилизатор 72 нафты.
Реактор 50 гидрокрекинга соединен с устройством 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов установки 100 для дистилляционного разделения углеводородных соединений и имеет газожидкостной сепаратор 56, установленный ниже по потоку от реактора 50 гидрокрекинга.
Реактор 52 гидрообработки соединен с устройством 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, устройством 120 для дробной перегонки легких углеводородов и сепаратором 132 установки 100 дистилляционного разделения углеводородов синтеза ФТ. И газожидкостной сепаратор 58 установлен ниже по потоку от реактора 52 гидрообработки.
В устройстве 70 для дробной перегонки происходит фракционирование жидких углеводородных соединений, поступающих из газожидкостных сепараторов 56 и 58 согласно температурам кипения.
Стабилизатор 72 нафты перегоняет углеводородные соединения, эквивалентные нафте, с отводом легких компонентов в виде отходящего газа и отделением и извлечением тяжелого компонента в виде готовой нафты.
Далее будет рассмотрен процесс синтеза жидких топлив из природного газа (СЬТ процесс) в системе 1 синтеза жидких топлив, скомпонованный, как указано выше.
Из внешнего источника природного газа (не показан), такого как месторождение природного газа или станция по доставке природного газа, природный газ (чьим основным компонентом является СН4) в качестве углеводородного сырья поступает в систему 1 синтеза жидких топлив. В вышеназванном блоке 3 по производству синтез-газа происходит риформинг природного газа с получением синтез-газа (смешанного газа, включающего газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов).
Во-первых, природный газ, поступающий из внешнего источника природного газа, подается в реактор 10 десульфуризации наряду с газообразным водородом, отделенным в сепараторе 26 для отделения водорода. В реакторе 10 десульфуризации серосодержащие компоненты, входящие в состав подаваемого природного газа, превращаются в сероводород под действием вводимого газообразного водорода и катализатора гидродесульфуризации, и образующийся сероводород адсорбируется и связывается, например, ΖηΟ.
Десульфурированный природный газ поступает в риформинг-установку 12 после того, как смешан газообразный диоксид углерода (СО2), поступающий из источника подачи диоксида углерода (не показан), с паром, генерируемым в бойлере 14, использующем тепло отходящих газов. В риформингустановке 12 протекает риформинг природного газа под действием пара методом риформинга газообразного диоксида углерода с использованием газообразного диоксида углерода и пара с получением высокотемпературного синтез-газа, включающего газообразный оксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов.
Высокотемпературный синтез-газ (например, 900°С, 2,0 МПаГ), образованный в риформингустановке 12 таким путем, поступает в бойлер 14, использующий тепло отходящих газов, и охлаждается (например, до 350°С) за счет теплообмена с водой, которая циркулирует. Таким путем отработанное тепло синтез-газа возвращается водой, которая циркулирует по бойлеру 14, использующему тепло отходящих газов.
Синтез-газ, охлажденный в бойлере 14, использующем тепло отходящих газов, поступает в поглотительную башню 22 блока 20 удаления СО2 или барботажный колонный реактор 30 после отделения и удаления сконденсированных компонентов из синтез-газа в газожидкостном сепараторе 18. В поглотительной башне 22 поглощающий растворитель поглощает газообразный диоксид углерода, входящий в синтез-газ, вводимый в поглотительную башню 22. Поглощающий растворитель, который поглощает газообразный диоксид углерода в поглотительной башне 22, вводят в регенерационную башню 24, где газообразный диоксид кремния десорбируют из поглощающего растворителя. Кроме того, газообразный диоксид углерода, десорбированный в регенерационной башне 24, подают в риформинг-установку 12 и используют повторно для вышерассмотренной реакции риформинга.
Синтез-газ, образованный в блоке 3 получения синтез-газа таким путем, поступает в барботажный колонный реактор 30 вышеназванного блока 5 синтеза ФТ. В этот момент времени композиционное отношение синтез-газа, подаваемого в барботажный колонный реактор 30, доводят до композиционного отношения, подходящего для реакции синтеза ФТ (например, Н2:СО=2:1) (молярное отношение)).
Кроме того, в сепараторе 26 для водорода происходит отделение газообразного водорода, входящего в синтез-газ, путем адсорбции и десорбции с использованием разницы давления (Р8Л водорода). Отделенный газообразный водород непрерывно поступает из газгольдера (не показан) через компрессор (не показан) в различные реакторные устройства, работающие при использовании водорода (например, реактор 10 десульфуризации, реактор 50 гидрокрекинга, реактор 52 гидрообработки), в которых протекают реакции с использованием водорода внутри системы 1 синтеза жидкого топлива.
- 5 019522
Далее, в вышеназванном блоке 5 синтеза ФТ происходит синтез жидких углеводородных соединений по реакции синтеза Фишера-Тропша из синтез-газа, полученного в вышеуказанном блоке 3 по производству синтез-газа.
Синтез-газ, полученный в вышеназванном блоке 3 по производству синтез-газа, протекает в нижнюю часть барботажного колонного реактора 30 и поднимается через суспензию, находящуюся в барботажном колонном реакторе 30. В этот момент внутри барботажного колонного реактора 30 оксид углерода и газообразный водород, которые входят в состав синтез-газа, взаимодействуют друг с другом по механизму вышеупомянутой реакции синтеза Фишера-Тропша, в результате чего образуются углеводородные соединения.
Жидкий компонент углеводородных соединений (тяжелых углеводородных соединений), полученных в барботажном колонном реакторе 30, вводят в сепаратор 36 наряду с частицами катализатора в виде суспензии.
В сепараторе 36 происходит разделение суспензии на твердый компонент, такой как частицы катализатора, и жидкий компонент, включающий жидкие углеводородные соединения. Часть отделенного твердого компонента, такого как частицы катализатора, возвращают в барботажный колонный реактор 30. Отделенные тяжелые углеводородные соединения подают в устройство 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов установки 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений.
Кроме того, побочные продукты реакции синтеза Фишера-Тропша выходят из верхней части барботажного колонного реактора 30. Побочные продукты включают непрореагировавший синтез-газ и легкие углеводородные соединения, образованные в барботажном колонном реакторе 30, и разделяют на жидкий компонент и газообразные побочные продукты в газожидкостном сепараторе 38.
Жидкий компонент, отделенный в газожидкостном сепараторе 38, направляют в устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов установки 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений.
Часть газообразных побочных продуктов, отделенных в газожидкостном сепараторе 38, вновь вводят в нижнюю часть барботажного колонного реактора 30 и повторно используют для реакции синтеза Фишера-Тропша. Остальные газообразные побочные продукты выводят в виде отходящего газа и используют в качестве топочного газа, а топливо, соответствующее ЬРО (Ыдиейеб Ре1го1еиш Сак - сжиженный нефтяной газ), извлекают или повторно используют в качестве сырья риформинг-установки 12 блока 3 по производству синтез-газа.
Далее в устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов происходит нагрев и фракционная перегонка тяжелых углеводородных соединений, поступающих из барботажного колонного реактора 30 через сепаратор 36, в соответствии с температурами кипения. Таким путем в устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородных соединений протекает фракционная перегонка тяжелых углеводородных соединений на газовую фракцию, первый средний дистиллят (углеводородные соединения, температура кипения которых составляет приблизительно 360°С или ниже) и парафиновую фракцию (углеводородные соединения, чья температура кипения превышает приблизительно 360°С).
Кроме того, в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов происходит нагрев и фракционная перегонка легких углеводородных соединений, поступающих из барботажного колонного реактора 30 через газожидкостной сепаратор 38, на фракцию легких газов (углеводородных соединений с числом атомов углерода С4 или меньше) и второй средний дистиллят (углеводородные соединения с числом атомов углерода приблизительно С5 или больше). Фракцию легких газов, выходящих из устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов, направляют в сепаратор 132 легких углеводородов, где происходит отделение углеводородных соединений, эквивалентных нафте.
Затем парафиновую фракцию (углеводородные соединения, чья температура кипения превышает приблизительно 360°С), отводимую из нижней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, направляют в реактор 50 гидрокрекинга.
Первый средний дистиллят, выводимый из средней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, смешивают со вторым средним дистиллятом, отводимым из устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов, и углеводородные соединения, эквивалентные нафте, выводят из сепаратора 132 легких углеводородов и направляют в реактор 52 гидрообработки.
Реактор 50 гидрокрекинга обеспечивает гидрокрекинг парафиновой фракции с большим числом атомов углерода (приблизительно С21 или больше) при использовании газообразного водорода, поступающего из вышеназванного сепаратора 26 водорода, со снижением числа атомов углерода до 20 или меньше. В реакции гидрокрекинга углеводородные соединения с небольшим числом атомов углерода и низкой молекулярной массой образуются в результате расщепления С-С связей углеводородных соединений с большим числом атомов углерода с использованием катализатора и тепла. Продукт, включающий жидкие углеводородные соединения, крекированные в данном реакторе 50 гидрокрекинга, разделяется на газовый компонент и жидкие углеводородные соединения в парожидкостном сепараторе 56. Жидкие углеводородные соединения направляют в устройство 70 для дробной перегонки, и газовый компонент (включающий газообразный водород) подают в реактор 52 гидрообработки.
- 6 019522
В реакторе 52 гидрообработки происходит гидрообработка среднего дистиллята со средним числом атомов углерода (приблизительно Сц-С20) и углеводородных соединений, эквивалентных нафте (приблизительно С5-Сю), при использовании газообразного водорода, поступающего из сепаратора 26 водорода через реактор 50 гидрокрекинга. Данная реакция гидрообработки состоит главным образом из реакции, где олефины и кислородсодержащие соединения, такие как спирты, которые образуются в качестве побочных продуктов в реакции синтеза Фишера-Тропша, соответственно, претерпевают гидрогенизацию и гидроизомеризацию с образованием насыщенных углеводородных соединений, и реакции, где образуются разветвленные насыщенные углеводородные соединения (изопарафины) изомеризацией нормальных парафинов, которые являются основным компонентом углеводородных соединений. Продукт, включающий гидрообработанные углеводородные соединения, разделяется на газовый компонент и жидкие углеводородные соединения в газожидкостном сепараторе 58. Отделенные жидкие углеводородные соединения направляют в устройство 70 для дробной перегонки, а отделенный газовый компонент (включающий газообразный водород) повторно используется для вышерассмотренной реакции гидрогенизации.
Затем в устройстве 70 для дробной перегонки происходит фракционирование жидких углеводородных соединений, которые поступают из реактора 50 гидрокрекинга и реактора 52 гидрообработки, на углеводородные соединения С5 или меньше (чья температура кипения составляет ниже приблизительно 150°С), керосин (температура кипения которого составляет приблизительно от 150 до 250°С), газойль (температура кипения которого составляет приблизительно от 250 до 360°С) и фракцию некрекированного парафина (температура кипения которой превышает приблизительно 360°С). Некрекированную парафиновую фракцию получают из нижней части устройства 70 для дробной перегонки и направляют на рецикл вверх по потоку реактора 50 гидрокрекинга. Керосин и газойль отводят из средней части устройства 70 для дробной перегонки. Между тем, углеводородные соединения С10 или меньше отводят в виде газа из верхней части устройства 70 для дробной перегонки и подают в стабилизатор 72 для нафты.
Кроме того, в стабилизаторе 72 для нафты протекает ректификация углеводородных соединений С10 или меньше, которые получены в результате фракционной перегонки в вышеназванном устройстве 70 для дробной перегонки, и в результате получают нафту (С5-С10) в качестве продукта. Соответственно, нафту высокой чистоты выводят из нижней части стабилизатора 72 для нафты. Одновременно, отходящий газ, отличный от целевых продуктов, включающий углеводородные соединения, число атомов углерода которых составляет меньше, чем заданное число атомов углерода, в качестве основного компонента, выводят из верхней части стабилизатора 72 для нафты. Данный отходящий газ используется как топочный газ, и топливный эквивалент БРО извлекают из отходящего газа.
Процесс, протекающий в системе 1 синтеза жидкого топлива (ОБТ процесс), рассмотрен ниже. Согласно рассматриваемому процессу ОТБ природный газ превращают в жидкие топлива, такие как нафта высокой чистоты (С5-С10: неочищенный бензин), керосин (С11-С15) и газойль (С16-С20).
Далее будет подробно, со ссылкой на фиг. 2, рассмотрена компоновка периферической зоны установки 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений, что составляет настоящий вариант осуществления изобретения.
Установка 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений включает главным образом устройство 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов и сепаратор 132 для легких углеводородов, как упомянуто выше.
Первый нагреватель 119, который нагревает подаваемые тяжелые углеводородные соединения, расположен между сепаратором 36 и устройством 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов. Кроме того, линия 111 вывода газовой фракции соединена с верхом устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, линия 112 вывода первого среднего дистиллята соединена с его средней частью, линия 113 вывода парафиновой фракции соединена с его нижней частью и линия 114 подачи соединена с самой нижней его частью.
Газовый компонент выводят из верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов по линии 111 вывода газовой фракции. Первый средний дистиллят выводят из середины устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов по линии 112 вывода первого среднего дистиллята. Парафиновая фракция выводится из нижней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов по линии 113 вывода парафиновой фракции. Пар для десорбционной обработки (например, приблизительно 150°С) подается в нижнюю часть устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов по линии 114 подачи.
Здесь линия 111 вывода газового компонента снабжена теплообменником 115, который охлаждает газовый компонент, и охлажденный газовый компонент поступает в сепаратор (сборник орошающей фракции, из которой флегма подается в колонну) 116. В данном сепараторе 116 охлажденный газовый компонент разделяется на конденсат, включающий жидкие углеводородные соединения, воду и отходящий газ. Затем жидкие углеводородные соединения возвращаются в устройство 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, а вода и отходящий газ выводят соответственно во внешнюю среду.
Кроме того, линия 112 вывода первого среднего дистиллята соединена с реактором 52 гидрообработки через боковую отпарную колонну 117 и смесительную линию (смесительную секцию) 105.
- 7 019522
Кроме того, линия 113 вывода парафиновой фракции соединена с реактором 50 гидрокрекинга.
Линия 121 вывода легкой газовой фракции соединена с верхней частью устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов и линия 122 вывода второго среднего дистиллята соединена с его нижней частью. Легкая газовая фракция, выходящая из верхней части колонны, отводится по линии 121 вывода легкой газовой фракции, и второй средний дистиллят, выходящий из нижней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов, отводится по линии 122 вывода второго среднего дистиллята.
Линия 122 вывода второго среднего дистиллята соединена с реактором 52 гидрообработки через смесительную линию 105 и снабжена циркуляционной линией 128. Часть второго среднего дистиллята направляют на рецикл по циркуляционной линии 128 в устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов. Кроме того, циркуляционная линия 128 снабжена вторым нагревателем 129, который нагревает второй средний дистиллят. Кроме того, линия 121 вывода легкого газового компонента соединена с сепаратором 132 легких углеводородов через теплообменник 131.
Здесь в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов легкие углеводородные соединения нагреваются с использованием пара высокого давления (приблизительно 260-300°С), полученного в результате теплового обмена с синтез-газом в бойлере 14, использующем тепло отходящих газов.
В сепараторе 132 легких углеводородов происходит разделение легкого газового компонента, который охлажден в теплообменнике 131, на углеводородные соединения, эквивалентные нафте (фракции нафты), воду и отходящий газ. Часть отделенных углеводородных соединений, эквивалентных нафте, используется в качестве флегмы в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов по линии 133 подачи флегмы, а остальная часть смешивается с первым средним дистиллятом и вторым средним дистиллятом на линии 105 смешения и поступает в реактор 52 гидрообработки.
Затем будет рассмотрен со ссылкой на фиг. 2 и 3 способ повышения качества углеводородных соединений настоящего варианта осуществления изобретения с использованием установки 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений, указанный выше.
Во-первых, углеводородные соединения синтезируют в барботажном колонном реакторе (реакторе синтеза) 30 (стадия 81 синтеза углеводородных соединений).
Тяжелые углеводородные соединения, выводимые в виде жидкости из барботажного колонного реактора 30, подают в сепаратор 36 в виде суспензии, смешанной с катализатором. Затем катализатор и тяжелые углеводородные соединения разделяют в сепараторе 36 (стадия 82 разделения тяжелых углеводородных соединений).
Отделенные тяжелые углеводородные соединения нагревают в первом нагревателе 119 и подают в устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов. В данном устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов тяжелые углеводородные соединения фракционируются на газовую фракцию, первый средний дистиллят (углеводородные соединения, температура кипения которых составляет приблизительно 360°С или ниже) и парафиновую фракцию (углеводородные соединения, температура кипения которых превышает приблизительно 360°С) (стадия 83 фракционной перегонки тяжелых углеводородных соединений). Здесь на стадии 83 фракционной перегонки тяжелых углеводородных соединений давление газовой фракции в верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов устанавливают равным от 130 до 170 кПа, а температуру на выходе теплообменника 115, который охлаждает данную газовую фракцию, устанавливают равной от 20 до 50°С.
Первый средний дистиллят, фракционированный в устройстве 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, подают в реактор 52 гидрообработки, а парафиновую фракцию подают в реактор 50 гидрокрекинга.
Одновременно смесь легких углеводородных соединений, влага и непрореагировавший синтез-газ направляют в газожидкостной сепаратор 38, и конденсированный жидкий компонент (легкие углеводородные соединения) отделяют в газожидкостном сепараторе 38 (стадия 84 разделения легких углеводородных соединений).
Легкие углеводородные соединения, отделенные в газожидкостном сепараторе 38, направляют в устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов. В данном устройстве 120 дробной перегонки легких углеводородов легкие углеводородные соединения фракционируются на легкую газовую фракцию (углеводородные соединения приблизительно С4 или меньше) и второй средний дистиллят (углеводородные соединения приблизительно С5 или больше) (стадия 85 фракционной перегонки легких углеводородных соединений). Здесь на стадии 85 фракционной перегонки легких углеводородных соединений температуру легкой газовой фракции в верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливают от 100 до 120°С. Кроме того, температуру второго среднего дистиллята в нижней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливают от 250 до 270°С.
Легкую газовую фракцию, фракционированную в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов, охлаждают в теплообменнике 131 (стадия 86 охлаждения легкого газа), и конденсированные углеводородные соединения, эквивалентные нафте, отделяют в сепараторе 132 легких углеводородов (стадия 87 отделения фракции нафты). Здесь температуру газовой фракции на выходе из теплооб
- 8 019522 менника 131, который охлаждает легкую газовую фракцию, устанавливают от 10 до 50°С. Кроме того, давление легкой газовой фракции внутри сепаратора 132 легких углеводородов устанавливают от 200 до 600 кПа.
Часть углеводородных соединений, эквивалентных нафте, отделенных на стадии 87 отделения фракции нафты, используют в качестве флегмы в устройстве 120 дробной перегонки легких углеводородов (стадия 811 дефлегмации).
Остальная часть углеводородных соединений, эквивалентных нафте, которые не направлены на стадию 811 дефлегмации, и второй средний дистиллят, фракционированный в устройстве 120 дробной перегонки легких углеводородов, смешивают с первым средним дистиллятом, фракционированным в устройстве 110 дробной перегонки тяжелых углеводородов (стадия 88 смешения), и направляют в реактор 52 гидрообработки.
В данных условиях отношение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, смешанной с первым средним дистиллятом и вторым средним дистиллятом без осуществления стадии 811 дефлегмации, устанавливают от 10 до 25 мол.% от общего количества подаваемых углеводородных соединений, эквивалентных нафте, в устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов.
Затем углеводородные соединения, эквивалентные нафте, первый средний дистиллят и второй средний дистиллят подвергаются вышеназванной гидрообработке в реакторе 52 гидрообработки (стадия 89 гидрообработки).
Одновременно парафиновая фракция, поступающая в реактор 50 гидрокрекинга, подвергается вышеупомянутому гидрокрекингу в реакторе 50 гидрокрекинга (стадия 810 гидрокрекинга).
Углеводородные соединения, подвергнутые гидробработке или гидрокрекингу таким путем, фракционируются в устройстве 70 для дробной перегонки и перерабатываются в стабилизаторе 72 нафты с получением жидких топлив и других продуктов, таких как нафта, керосин, газойль и парафин.
Согласно установке 100 дистилляционного разделения углеводородных соединений по настоящему варианту осуществления изобретения, рассмотренному выше, устройство 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов, которое обеспечивает фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию, и устройство 120 для дробной перегонки легких углеводородов, которое обеспечивает фракционную перегонку легких углеводородных соединений на легкую газовую фракцию и второй средний дистиллят, устанавливают отдельно. То есть, согласно способу повышения качества углеводородных соединений по настоящему варианту осуществления изобретения фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию и фракционную перегонку легких углеводородных соединений на легкую газовую фракцию и второй средний дистиллят осуществляют по отдельности. Таким образом, можно снизить расход энергии на нагревание, необходимый для фракционной перегонки легких углеводородных соединений, по сравнению со случаем, когда тяжелые углеводородные соединения, отводимые в виде жидкости из барботажного колонного реактора 30, и легкие углеводородные соединения, выводимые в виде газа из барботажного колонного реактора 30, смешивают и подвергают фракционной перегонке на соответствующие фракции в едином устройстве для дробной перегонки. То есть, в случае, когда легкие и тяжелые углеводородные соединения смешивают и полученную смесь подвергают фракционной перегонке в едином устройстве для дробной перегонки с получением фракции нафты из верхней части устройства для дробной перегонки, среднего дистиллята из его средней части и парафиновой фракции из его нижней части, необходимо испарить, по существу, все легкие углеводородные соединения, включая фракцию нафты и второй средний дистиллят.
С другой стороны, в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов по настоящему варианту осуществления изобретения необходимо испарить только фракцию нафты, и нет необходимости испарять второй средний дистиллят, так как второй средний дистиллят отводят из нижней части устройства для дробной перегонки. Кроме того, когда легкие и тяжелые углеводородные соединения смешивают и полученную смесь подвергают фракционной перегонке в едином устройстве для дробной перегонки, поскольку фракцию нафты и второй средний дистиллят нагревают наряду с тяжелыми углеводородными соединениями, то легкие углеводородные соединения нагревают до температуры, превышающей температуру, необходимую для их фракционной перегонки.
Согласно настоящему варианту осуществления изобретения, с другой стороны, фракция нафты и второй средний дистиллят по отдельности подвергают фракционной перегонке. Таким образом, фракция нафты и вторые средние дистилляты могут быть нагреты до соответствующей температуры для их фракционной перегонки.
Как результат, согласно установке 100 для разделительной перегонки углеводородных соединений и способу повышения качества углеводородных соединений по настоящему варианту осуществления изобретения, можно снизить расход энергии, необходимой для перегонки углеводородных соединений.
Кроме того, в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов легкие углеводородные соединения, включающие много углеводородных соединений, эквивалентных нафте, фракционируются на легкую газовую фракцию и второй средний дистиллят. Таким образом, можно эффективно извлекать углеводородные соединения, эквивалентные нафте.
- 9 019522
Кроме того, предусмотрен сепаратор 132 для легких углеводородов, в котором происходит отделение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, из легкой газовой фракции. Таким образом, даже если условия установлены так, что содержание углеводородных соединений, входящих в легкую газовую фракцию, становится большим в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов, можно эффективно извлечь углеводородные соединения, эквивалентные нафте.
В настоящем варианте осуществления изобретения температуру легкой газовой фракции в верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливают от 100 до 120°С. Соответственно, можно предотвратить конденсацию воды в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов. Следовательно, можно обеспечить стабильную работу устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов.
Кроме того, температура второго среднего дистиллята в нижней части колонны установлена от 250 до 270°С. Соответственно, можно использовать пар высокого давления (от 260 до 300°С), который получен в результате теплообмена с синтез-газом в бойлере 14, использующем тепло отходящего газа, для нагревания легких углеводородных соединений.
Кроме того, давление легкой газовой фракции внутри сепаратора 132 легких углеводородов устанавливают от 200 до 600 кПа. Соответственно, можно предотвратить конденсацию воды в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов.
Кроме того, углеводородные соединения, эквивалентные нафте, первый средний дистиллят и второй средний дистиллят смешивают на смесительной линии 105 и полученную смесь подвергают гидрообработке в реакторе 52 гидрообработки. Соответственно, углеводородные соединения, эквивалентные нафте, первый средний дистиллят и второй средний дистиллят могут быть гидрообработаны одновременно, так что можно эффективно осуществить гидрообработку.
Хотя варианты осуществления настоящего изобретения были рассмотрены в настоящем документе подробно, со ссылкой на чертежи, конкретные конфигурации не ограничены вариантом осуществления изобретения, и изобретение также включает конструкторские изменения, которые не нарушают объема притязаний настоящего изобретения.
Например, хотя рассмотрена конфигурация, в которой углеводородные соединения, эквивалентные нафте, отделены в сепараторе для легких углеводородов, первый средний дистиллят и второй средний дистиллят смешивают вместе и подвергают гидрообработке, изобретение не ограничивается ею, и углеводородные соединения, эквивалентные нафте, могут быть отдельно подвергнуты гидрообработке.
Кроме того, параметры управления блоком повышения качества или т.п. не ограничены интервалами, указанными в варианте осуществления изобретения, и могут быть изменены подходящим образом в зависимости от ситуации.
Кроме того, компоновки блока 3 производства синтез-газа, блока 5 синтеза ФТ и блока 7 повышения качества не ограничены теми, что рассмотрены в настоящем варианте осуществления изобретения, и может быть принята любая произвольная компоновка, пока осуществляется отдельная фракционная перегонка легких углеводородных соединений и тяжелых углеводородных соединений, полученных в реакторе синтеза.
Более того, хотя описание сделано с использованием реактора синтеза с суспензионным слоем в качестве примера, изобретение не ограничивается конфигурацией реактора синтеза, и, например, может быть применен реактор синтеза с неподвижным слоем.
Примеры
Ниже будут рассмотрены результаты подтверждающих опытов, проведенных для подтверждения эффектов настоящего изобретения. В качестве сравнительного примера легкие углеводородные соединения, выходящие в виде газа из реактора синтеза ФТ, и тяжелые углеводородные соединения, выходящие в виде жидкости из реактора синтеза ФТ, смешивают вместе и подвергают фракционной перегонке в устройстве для дробной перегонки. Кроме того, давление в сепараторе, соединенном с устройством для дробной перегонки, устанавливают 500 кПа, и температуру конденсации газа из верхней части устройства 110 для дробной перегонки (легкой газовой фракции) на выходе из теплообменника устанавливают 40°С.
Как примеры, тяжелые углеводородные соединения, выходящие в виде жидкости из реактора синтеза ФТ, подвергали фракционной перегонке в устройстве для дробной перегонки тяжелых углеводородов, а легкие углеводородные соединения, выходящие в виде газа из реактора синтеза ФТ, подвергали фракционной перегонке в устройстве 120 для дробной перегонки легких углеводородов. Кроме того, в примере 1 давление внутри сепаратора (сепаратора 132 легких углеводородов), соединенного с устройством 120 для дробной перегонки легких углеводородов, устанавливали 300 кПа, температуру в верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливали 105°С, температуру в нижней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливали 250°С и температуру конденсации газа из верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов на выходе из теплообменника 131 устанавливали 40°С. Кроме того, давление в верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов устанавливали 500 кПа и температуру конденсации газа из верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов на выхо
- 10 019522 де теплообменника 115 устанавливали 40°С. В примере 2 давление внутри сепаратора (сепаратора 132 легких углеводородов), соединенного с устройством 120 для дробной перегонки легких углеводородов, устанавливали 300 кПа, температуру в верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливали 105°С, температуру в нижней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов устанавливали 250°С и температуру конденсации газа из верхней части устройства 120 для дробной перегонки легких углеводородов на выходе из теплообменника 131 устанавливали 40°С. Кроме того, давление в верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов устанавливали 500 кПа и температуру конденсации газа из верхней части устройства 110 для дробной перегонки тяжелых углеводородов на выходе теплообменника 115 устанавливали 25°С.
В сравнительном примере и примерах оценивали тепловые режимы работы, требуемые для перегонки в установках дистилляционного разделения углеводородных соединений, и скорости потерь углеводородных соединений, эквивалентных нафте (углеводородным соединениям С5 или больше, и с температурами кипения выше 150°С или ниже). Скорость потерь (мас.%) углеводородных соединений, эквивалентных нафте, выражали отношением массовой скорости выхода углеводородных соединений, эквивалентных нафте, входящей в отходящий газ, который отделяется и выходит из каждого сепаратора, к массовой скорости исходных углеводородных соединений, эквивалентных нафте, входящей в легкие и тяжелые углеводородные соединения, которые подают в установку дистилляционного разделения углеводородных соединений.
Результаты оценки показаны в таблице.
Тепловой режим Скорость потерь углеводородов, эквивалентных нафте (масс.%)
Пример 1 0,59 5, 2
Пример 2 0, 59 4,7
Сравнительный пример 1 13, 6
^Сравнение, когда тепловой режим, требуемый для нагревания устройства для дробной перегонки в сравнительном примере, принят за 1.
Когда тепловой режим в сравнительном примере принят за 1, тепловые режимы, необходимые для перегонки в примерах 1 и 2, становятся равными 0,59 и 0,59 соответственно.
Кроме того, в сравнительном примере скорость потерь углеводородных соединений, эквивалентных нафте, составляла 13,6 мас.%. В отличие от этого, в примере 1 скорость потерь углеводородных соединений, эквивалентных нафте, составляла 5,2 мас.%, и в примере 2 скорость потерь углеводородных соединений, эквивалентных нафте, составляла 4,7 мас.%.
Как результат, согласно примерам подтвердили, что тепловой режим, требуемый для перегонки, может быть снижен, а углеводородные соединения, эквивалентные нафте, могут быть эффективно извлечены.
Промышленная применимость
Согласно способу повышения качества углеводородных соединений и установке для дистилляционного разделения углеводородных соединений по настоящему изобретению углеводородные соединения, эквивалентные нафте, могут быть эффективно извлечены из углеводородных соединений, полученных в реакторе синтеза Фишера-Тропша, и могут быть снижены затраты на энергию при разделении фракции нафты, среднего дистиллята и парафиновой фракции.
Описание номеров ссылок
- Барботажный колонный реактор (реактор синтеза ФТ).
100 - Установка для дистилляционного разделения углеводородных соединений.
105 - Линия смешения (смесительная секция).
110 - Устройство для дробного разделения тяжелых углеводородов.
120 - Устройство для дробной перегонки легких углеводородов.
132 - Сепаратор для легких углеводородов (сборник орошающей фракции, из которой флегма подается в колонну).

Claims (7)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения жидких топливных продуктов, в котором углеводородные соединения, полученные по реакции синтеза Фишера-Тропша, подвергают фракционной перегонке и углеводородные соединения, полученные после фракционной перегонки, гидрируют с получением жидких топливных продуктов, при этом способ включает фракционную перегонку тяжелых углеводородных соединений, полученных в реакции синтеза Фишера-Тропша в виде жидкости, на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию;
    фракционную перегонку легких углеводородных соединений, полученных в реакции синтеза Фишера-Тропша в виде газа, на второй средний дистиллят и легкую газовую фракцию;
    отделение углеводородных соединений, эквивалентных нафте, от легкой газовой фракции и дефлегмацию части углеводородных соединений, эквивалентных нафте, на стадию фракционной перегонки легких углеводородных соединений.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий смешивание углеводородных соединений, эквивалентных нафте, первого среднего дистиллята и второго среднего дистиллята и гидрообработку смеси.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, где давление легкой газовой фракции устанавливают от 200 до 600 кПа при отделении углеводородных соединений, эквивалентных нафте, от легкой газовой фракции.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, где температуру легкой газовой фракции устанавливают от 100 до 120°С при фракционной перегонке легких углеводородных соединений.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, где температуру второго среднего дистиллята устанавливают от 250 до 270°С при фракционной перегонке легких углеводородных соединений.
  6. 6. Установка для фракционной перегонки углеводородных соединений, выходящих из реактора синтеза, в котором происходит образование углеводородных соединений при использовании реакции синтеза Фишера-Тропша, где установка включает в себя устройство для дробной перегонки тяжелых углеводородов для фракционной перегонки жидких тяжелых углеводородных соединений, выходящих из реактора синтеза, на первый средний дистиллят и парафиновую фракцию;
    устройство для дробной перегонки легких углеводородов для фракционной перегонки легких углеводородных соединений, выходящих в виде газа из реактора синтеза, на второй средний дистиллят и легкую газовую фракцию и сепаратор легких углеводородов для отделения углеводородных соединений, эквивалентных нафте, от легкой газовой фракции, где сепаратор легких углеводородов включает линию дефлегмации, которая направляет на дефлегмацию часть углеводородных соединений, эквивалентных нафте, в устройство для дробной перегонки легких углеводородов.
  7. 7. Установка по п.6, дополнительно включающая в себя секцию смешения для смешения первого среднего дистиллята, второго среднего дистиллята и углеводородных соединений, эквивалентных нафте.
EA201170994A 2009-02-27 2010-02-26 Способ получения жидких топливных продуктов EA019522B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009046152A JP5367412B2 (ja) 2009-02-27 2009-02-27 Ｆｔ合成炭化水素の精製方法及びｆｔ合成炭化水素蒸留分離装置
PCT/JP2010/001320 WO2010098127A1 (ja) 2009-02-27 2010-02-26 炭化水素化合物の精製方法及び炭化水素化合物蒸留分離装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170994A1 EA201170994A1 (ru) 2012-03-30
EA019522B1 true EA019522B1 (ru) 2014-04-30

Family

ID=42665340

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170994A EA019522B1 (ru) 2009-02-27 2010-02-26 Способ получения жидких топливных продуктов

Country Status (11)

Country Link
US (2) US8974660B2 (ru)
EP (1) EP2402419B1 (ru)
JP (1) JP5367412B2 (ru)
CN (1) CN102325859B (ru)
AU (1) AU2010219003B2 (ru)
BR (1) BRPI1008465A2 (ru)
CA (1) CA2752829C (ru)
EA (1) EA019522B1 (ru)
MY (1) MY159394A (ru)
WO (1) WO2010098127A1 (ru)
ZA (1) ZA201105998B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2707965C1 (ru) * 2017-12-29 2019-12-03 Чайна Петролиум энд Кемикал Корпорейшн Способ и установка гидрокрекинга парафинистой нефти

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014078226A1 (en) * 2012-11-15 2014-05-22 Phillips 66 Company Process scheme for catalytic production of renewable hydrogen from oxygenate feedstocks
EP3317238A4 (en) 2015-06-30 2019-02-27 Uop Llc METHOD AND DEVICE FOR THE SELECTIVE HYDROGENATION OF DIOLEFINES
US10738247B2 (en) * 2017-11-15 2020-08-11 Gas Technology Institute Processes and systems for reforming of methane and light hydrocarbons to liquid hydrocarbon fuels
US12122962B2 (en) 2018-09-18 2024-10-22 Gti Energy Processes and catalysts for reforming of impure methane-containing feeds
CN113980693A (zh) * 2020-07-27 2022-01-28 山西潞安煤基清洁能源有限责任公司 一种费托合成渣蜡的处理方法
US11685869B2 (en) 2021-10-01 2023-06-27 Emerging Fuels Technology, Inc. Method for the production of synthetic jet fuel
US11891579B2 (en) 2022-04-18 2024-02-06 Greyrock Technology, Llc Process for the synthesis of high-value, low carbon chemical products

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007119587A1 (ja) * 2006-03-30 2007-10-25 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 液体燃料合成システム

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IT1301801B1 (it) * 1998-06-25 2000-07-07 Agip Petroli Procedimento per la preparazione di idrocarburi da gas di sintesi
ATE267238T1 (de) * 1998-08-21 2004-06-15 Sasol Wax South Africa Pty Ltd Verfahren zur distillation von fischer-tropsch- paraffinen
JP3848086B2 (ja) * 1999-04-06 2006-11-22 サゾル テクノロジー（プロプライアタリー）リミティド 合成ナフサ燃料を製造する方法およびその方法により製造された合成ナフサ燃料
CN1167650C (zh) * 2000-07-17 2004-09-22 中国科学院山西煤炭化学研究所 一种由合成气合成烃的生产方法
US6768035B2 (en) * 2002-01-31 2004-07-27 Chevron U.S.A. Inc. Manufacture of high octane alkylate
US6933323B2 (en) 2003-01-31 2005-08-23 Chevron U.S.A. Inc. Production of stable olefinic fischer tropsch fuels with minimum hydrogen consumption
JP3945773B2 (ja) 2003-04-23 2007-07-18 株式会社ジャパンエナジー 環境対応燃料油とその製造方法
CN1255514C (zh) 2004-07-02 2006-05-10 中国科学院山西煤炭化学研究所 一种用于费托合成重质烃和/或釜底蜡加氢裂化的工艺
CN1297635C (zh) 2005-05-24 2007-01-31 上海兖矿能源科技研发有限公司 一种用费托合成产物生产乙烯装置专用石脑油原料的方法
CN1814703A (zh) 2005-08-10 2006-08-09 上海兖矿能源科技研发有限公司 一种用费托合成产物生产柴油或柴油组分的方法
AU2007232928B2 (en) 2006-03-30 2011-02-24 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. Liquid fuel synthesis system
CN1865405A (zh) * 2006-06-09 2006-11-22 中国科学院山西煤炭化学研究所 用于费托合成油品加氢精制的工艺
JP5008501B2 (ja) 2007-08-21 2012-08-22 株式会社ナルシマ ブリスターパックの製造方法

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007119587A1 (ja) * 2006-03-30 2007-10-25 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 液体燃料合成システム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2707965C1 (ru) * 2017-12-29 2019-12-03 Чайна Петролиум энд Кемикал Корпорейшн Способ и установка гидрокрекинга парафинистой нефти
US10639618B2 (en) 2017-12-29 2020-05-05 China Petroleum & Chemical Corporation Wax oil hydrocracking method and system

Also Published As

Publication number Publication date
CN102325859A (zh) 2012-01-18
EP2402419A1 (en) 2012-01-04
CA2752829C (en) 2015-05-05
JP2010202678A (ja) 2010-09-16
WO2010098127A1 (ja) 2010-09-02
US20110309000A1 (en) 2011-12-22
US9920256B2 (en) 2018-03-20
EP2402419A4 (en) 2012-08-29
JP5367412B2 (ja) 2013-12-11
EA201170994A1 (ru) 2012-03-30
AU2010219003B2 (en) 2014-06-05
AU2010219003A1 (en) 2011-09-08
BRPI1008465A2 (pt) 2020-08-25
CN102325859B (zh) 2014-10-15
US8974660B2 (en) 2015-03-10
EP2402419B1 (en) 2016-06-22
ZA201105998B (en) 2012-10-31
US20150191658A1 (en) 2015-07-09
CA2752829A1 (en) 2010-09-02
MY159394A (en) 2016-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2813847C (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
US9920256B2 (en) Hydrocarbon compound distillation separation apparatus
AU2010219005B2 (en) A method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product
CN103146426B (zh) 一种将费托合成产物转化为石脑油、柴油和液化石油气的方法
EP2351818B1 (en) Start-up method of a fractionator
JP5296477B2 (ja) ナフサ留分水素化処理反応器のスタートアップ方法
EP2930225A1 (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
EA020351B1 (ru) Способ извлечения углеводородных соединений и аппарат для извлечения углеводородов из газообразных побочных продуктов
RU2588121C2 (ru) Способ гидрокрекинга исходного углеводородного сырья
EP2630218A2 (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ