NL1022552C2 - Processing of naphtha and distillates obtained from Fischer-Tropsch and petroleum. - Google Patents
Processing of naphtha and distillates obtained from Fischer-Tropsch and petroleum. Download PDFInfo
- Publication number
- NL1022552C2 NL1022552C2 NL1022552A NL1022552A NL1022552C2 NL 1022552 C2 NL1022552 C2 NL 1022552C2 NL 1022552 A NL1022552 A NL 1022552A NL 1022552 A NL1022552 A NL 1022552A NL 1022552 C2 NL1022552 C2 NL 1022552C2
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- naphtha
- distillate
- fischer
- tropsch
- hydrotreating
- Prior art date
Links
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 96
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 77
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 76
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 76
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 60
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 60
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 41
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 37
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 32
- 238000010626 work up procedure Methods 0.000 claims description 31
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 30
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 29
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 29
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 29
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 27
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 25
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 25
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 18
- 238000006213 oxygenation reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 13
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 4
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 6
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- -1 but not limited to Chemical class 0.000 description 5
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 5
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 2
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001706 oxygenating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010689 synthetic lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process 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
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
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)
Description
Opwerken van uit Fischer-Tropsch en aardolie verkregen nafta en destillaten Achtergrond van de uitvinding 5 1. Gebied van de uitvindingWorking-up naphtha and distillates obtained from Fischer-Tropsch and petroleum Background of the invention 1. Field of the invention
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op de omzetting van afgelegen aardgas in verkoopbare transportbrandstoffen en aardolieproducten. Meer in het bijzonder heeft deze uitvinding betrekking op het opwerken door middel van bijvoorbeeld hydro-10 behandelen, hydrokraken en hydro-ontwassen van uit Fischer-Tropsch en/of aardolie verkregen nafta en destillaten voor toepassing in verkoopbare transportbrandstoffen en aardolieproducten.The present invention relates to the conversion of remote natural gas into marketable transportation fuels and petroleum products. More particularly, this invention relates to work-up by, for example, hydrotreating, hydrocracking, and dewaxing naphtha and / or petroleum-derived naphtha and distillates for use in marketable transportation fuels and petroleum products.
2. Beschrijving van de stand der techniek 152. Description of the prior art 15
De Fischer-Tropsch-reactie is een bekende reactie en katalysatoren en omstandigheden voor het uitvoeren van Fischer-tropsch-reacties zijn bekend bij de deskundige en worden bijvoorbeeld in EP-A1-0921184 beschreven, waarvan de inhoud in zijn geheel als hierin ingelast dient te worden beschouwd. Het Fischer-Tropsch-proces zet syn-20 thesegas om in lineaire koolwaterstoffen (n-paraffinen, lineaire alkenen en kleine hoeveelheden vetzuren). Vanwege de lineaire aard van dergelijke producten zijn deze, nadat ze zijn onderworpen aan de verwijdering van heteroatomen en isomerisatie, zeer geschikt voor toepassing in verschillende transportbrandstoffen en andere verkoopbare aardolieproducten, waaronder, maar niet beperkt tot, straalmotorbrandstoffen, diesel-25 brandstoffen en petrochemische voedingen, waaronder, maar niet beperkt tot, benzeen, tolueen en xyleen.The Fischer-Tropsch reaction is a known reaction, and catalysts and conditions for carrying out Fischer-Tropsch reactions are known to those skilled in the art and are described, for example, in EP-A1-0921184, the contents of which should be incorporated in their entirety as herein. are considered. The Fischer-Tropsch process converts synthesis gas to linear hydrocarbons (n-paraffins, linear olefins and small amounts of fatty acids). Due to the linear nature of such products, after being subjected to the removal of heteroatoms and isomerization, they are very suitable for use in various transport fuels and other marketable petroleum products, including, but not limited to, jet engine fuels, diesel fuels and petrochemical feeds including, but not limited to, benzene, toluene and xylene.
Lichtere nafta-ffacties zijn in het algemeen echter slecht geschikt voor toepassing in gebruikelijke benzine omdat de lineaire aard daarvan ervoor zorgt dat ze een zeer laag octaangetal vertonen. Hoewel nafta als petrochemische voeding voor de productie 30 van etheen gebruikt kan worden bleek nafta verder niet geschikt te zijn voor transportbrandstoffen. Daarnaast, alhoewel nafta geschikt kan zijn als brandstof voor voertuigen met een brandstofcel, omdat voertuigen met een brandstofcel momenteel nog niet veel 1022552 worden gebruikt, bestaat er nog steeds behoefte aan een proces voor het omzetten van nafta zodat het toegepast kan worden in gebruikelijke transportbrandstoffen.However, lighter naphtha promotions are generally poorly suited for use in conventional gasoline because their linear nature causes them to exhibit a very low octane rating. Although naphtha can be used as a petrochemical feed for the production of ethylene, naphtha has further proved to be unsuitable for transport fuels. In addition, although naphtha may be suitable as a fuel for vehicles with a fuel cell, since vehicles with a fuel cell are currently not widely used, there is still a need for a process for converting naphtha so that it can be used in conventional transportation fuels.
Naast de behoefte tot het omzetten van de nafta-fractie van een Fischer-Tropsch-H proces is er tevens behoefte aan het opwerken (b.v. hydrobehandelen, hydrokraken of 5 hydro-ontwassen) van destillaten met een hoger kookpunt uit het Fischer-Tropsch-pro- ces zodat deze aanvaardbaar zijn voor toepassing in transportbrandstoffen en andere H verkoopbare aardolieproducten.In addition to the need to convert the naphtha fraction of a Fischer-Tropsch-H process, there is also a need for work-up (eg hydrotreating, hydrocracking or hydro-dewaxing) distillates with a higher boiling point from the Fischer-Tropsch pro - ces so that they are acceptable for use in transport fuels and other H marketable petroleum products.
H Meer in het bijzonder vertonen producten van het Fischer-Tropsch-proces, in ge- H rede producten, kooktrajecten met onaanvaardbare hoeveelheden aan oxygeneringspro- 10 ducten en alkenen (alcoholen en sporenhoeveelheden zuren). Tevens is het gehalte aan lineaire koolwaterstoffen in dergelijke producten zo hoog dat de verkregen producten onaanvaardbare eigenschappen bij lage temperaturen vertonen, waaronder, maar niet beperkt tot, vriespunt van de straalmotorbrandstof, troebelingspunt van de dieselbrandstof en vloeipunt van de smeermiddel-basisgrondstof. Traditioneel kunnen 15 deze producten door toepassing van verschillende processen, waaronder, maar niet beperkt tot, hydrobehandelen, hydrokraken, hydro-ontwassen, combinaties daarvan en dergelijke, worden opgewerkt voor het verkrijgen van verkoopbare transportbrandstoffen en smeermiddel-basisgrondstoffen.More specifically, products of the Fischer-Tropsch process, in reasonable products, exhibit cooking ranges with unacceptable amounts of oxygenation products and olefins (alcohols and trace amounts of acids). Also, the linear hydrocarbon content in such products is so high that the products obtained exhibit unacceptable properties at low temperatures, including, but not limited to, freezing point of the jet engine fuel, turbidity point of the diesel fuel and pour point of the lubricant base material. Traditionally, these products can be reprocessed through the use of various processes, including, but not limited to, hydrotreating, hydrocracking, hydro-dewaxing, combinations thereof and the like, to obtain salable transport fuels and basic lubricant raw materials.
Hoewel Fischer-Tropsch-producten met de hierboven genoemde problemen met 20 dergelijke processen opgewerkt kunnen worden voor het verkrijgen van verkoopbare transportbrandstoffen en andere aardolieproducten is het nadeel van deze processen dat ze waterstof vereisen. Dat wil zeggen dat voor het uitvoeren van de bovenstaande pro- cessen waterstof afzonderlijk toegevoerd dient te worden tijdens de toepassing van deze I processen voor het met succes opwerken van Fischer-Tropsch-producten. Hoewel I 25 waterstof uit synthesegas verkregen kan worden, kan waterstof alleen uit synthesegas worden verkregen door toepassing van dure scheidingsprocessen. Dure I scheidingsprocessen zijn noodzakelijk om te waarborgen dat de waterstof gescheiden I blijft van kooloxiden die anders de katalysatoren die worden gebruikt bij I hydrobehandelings-, hydrokraak- en hydro-ontwasprocessen kunnen vergiftigen.Although Fischer-Tropsch products with the aforementioned problems can be worked up with such processes to obtain marketable transport fuels and other petroleum products, the disadvantage of these processes is that they require hydrogen. That is, in order to carry out the above processes, hydrogen must be supplied separately during the application of these processes for the successful upgrading of Fischer-Tropsch products. Although hydrogen can be obtained from synthesis gas, hydrogen can only be obtained from synthesis gas by using expensive separation processes. Expensive I separation processes are necessary to ensure that the hydrogen remains separated from carbon oxides that could otherwise poison the catalysts used in hydrotreating, hydrocracking, and hydro-dewaxing processes.
30 Daarnaast kan waterstof worden geleverd uit een afzonderlijke installatie, waar aardgas I onder toepassing van stoomreformeringsprocessen tot waterstof wordt gereformeerd.In addition, hydrogen can be supplied from a separate installation where natural gas I is reformed to hydrogen using steam reforming processes.
I Ongelukkigerwijs is de constructie en het bedrijven van een afzonderlijke installatie I voor de productie van waterstof uitermate duur. Als resultaat is er dringend behoefte I 1 0 22 51) 2 3 aan een betrekkelijk goedkope bron van waterstof dat toegepast dient te worden bij op-werkingsprocessen, waaronder, maar niet beperkt tot, hydrobehandelings-, hydrokraak-en hydro-ontwasbewerkingen, zodat Fischer-Tropsch-producten goedkoper opgewerkt kunnen worden teneinde verkoopbare producten te verkrijgen.I Unfortunately, the construction and operation of a separate plant I for the production of hydrogen is extremely expensive. As a result, there is an urgent need for a relatively inexpensive source of hydrogen to be used in work-up processes, including, but not limited to, hydrotreating, hydrocracking, and dewaxing operations, so that Fischer -Tropsch products can be worked up cheaper in order to obtain marketable products.
5 Een ander probleem dat men tegenkomt tijdens het opwerken van Fischer-5 Another problem encountered while working out Fischer
Tropsch-destillaten is dat de olieresiduen die worden gevormd geen zwavel bevatten maar oxygeneringsproducten bevatten. Bij de goedkoopste katalysatoren voor hydrobe-handelen, hydrokraken en hydro-ontwassen worden gezwavelde metalen uit groep VI en VIII, waaronder, maar niet beperkt tot, nikkel, kobalt, molybdeen, wolfraam, combi-10 naties daarvan en dergelijke, toegepast. Niet-gezwavelde katalysatoren voor hydrobe-handelen, hydrokraken en hydro-ontwassen zijn beschikbaar maar zijn gebaseerd op dure edelmetalen, waaronder, maar niet beperkt tot, platina, palladium, combinaties daarvan en dergelijke. Als oxygeneringsproducten aanwezig zijn en zwavel afwezig is bij gezwavelde katalysatoren vervangt zuurstof in de voeding ongelukkigerwijze de 15 zwavel op de katalysator, hetgeen leidt tot een afname van de prestatie van de katalysator. Afnamen van de katalytische prestatie kunnen in verschillende vormen voorkomen, waaronder, maar niet beperkt tot, een verminderde activiteit, selectiviteit en/of stabiliteit. Om een dergelijke afname van de prestatie te voorkomen voegen de producenten gewoonlijk een zwavelverbinding toe teneinde te waarborgen dat de katalysator 20 geschikt gezwaveld blijft. Gewoonlijk is de zwavelverbinding die wordt toegevoegd een zuivere chemische verbinding, zoals bijvoorbeeld een dimethyldisulfide. Ongelukkigerwijs zijn zuivere chemische verbindingen duur qua aankoop en vereisen ze speciaal hanteren, hetgeen veiligheidsproblemen kan vormen en extra kosten kan veroorzaken. Als gevolg daarvan is er behoefte aan een proces waarbij gezwavelde katalysa-25 toren hun actieve gezwavelde toestand behouden zonder dat chemicaliën toegepast dienen te worden.Tropsch distillates is that the oil residues that are formed do not contain sulfur but contain oxygenation products. In the cheapest catalysts for hydrotreating, hydrocracking, and hydrotaxing, sulfurized Group VI and VIII metals including, but not limited to, nickel, cobalt, molybdenum, tungsten, combinations thereof and the like are used. Non-sulfurized catalysts for hydrotreating, hydrocracking, and hydrotaxing are available but are based on expensive noble metals, including, but not limited to, platinum, palladium, combinations thereof, and the like. When oxygenation products are present and sulfur is absent from sulfurized catalysts, oxygen in the feed unfortunately replaces the sulfur on the catalyst, leading to a decrease in catalyst performance. Decreases in catalytic performance can occur in various forms, including, but not limited to, reduced activity, selectivity, and / or stability. To prevent such a decrease in performance, the producers usually add a sulfur compound to ensure that the catalyst remains suitably sulfurized. Usually the sulfur compound that is added is a pure chemical compound such as, for example, a dimethyl disulfide. Unfortunately, pure chemical compounds are expensive to purchase and require special handling, which can create safety issues and cause additional costs. As a result, there is a need for a process in which sulfurized catalysts retain their active sulfurized state without the use of chemicals.
Tenslotte is er tevens behoefte aan een proces voor het opwerken (b.v. hydro-behandelen, hydrokraken of hydro-ontwassen) van uit aardolie verkregen koolwater-stofproducten die samen met aardgas worden geproduceerd. Uit aardolie verkregen 30 koolwaterstofproducten die samen met aardgas worden geproduceerd kunnen condensaten, nafta en destillaten omvatten. Deze producten hebben chemische samenstellingen die analoog zijn aan samenstellingen van gebruikelijke aardolieproducten en omvatten een mengsel van een verscheidenheid van koolwaterstoffen, waaronder, maar niet be- 1022552 H perkt tot, lineaire paraffinen, isoparaffinen, cycloparaffinen, aromaten, mengsels daar- H van en dergelijke. Ze bevatten tevens zwavel- en stikstofverontreinigingen welke ver- H wijderd moeten worden teneinde verkoopbare producten te verkrijgen.Finally, there is also a need for a process for processing (e.g., hydrotreating, hydrocracking, or hydro-dewaxing) petroleum hydrocarbon products produced together with natural gas. Petroleum hydrocarbon products produced together with natural gas may include condensates, naphtha and distillates. These products have chemical compositions that are analogous to compositions of conventional petroleum products and include a mixture of a variety of hydrocarbons including, but not limited to, 1022552 H, linear paraffins, isoparaffins, cycloparaffins, aromatics, mixtures thereof, and the like . They also contain sulfur and nitrogen contaminants which must be removed in order to obtain salable products.
H In WO 01/64610 wordt een werkwijze beschreven voor het produceren van 5 alkylbenzenen, gesulfoneerde alkylbenzenen en/of alkylcyclohexanen uit synthesegas.H In WO 01/64610 a process is described for producing alkylbenzenes, sulfonated alkylbenzenes and / or alkylcyclohexanes from synthesis gas.
H De werkwijze omvat het onderwerpen van het synthesegas aan Fischer-Tropsch- omstandigheden, waarbij fracties die verrijkt zijn met Ce-8 en Cis-26 koolwaterstoffen uit de resulterende productstroom worden geïsoleerd. De Ce-i fractie wordt onderworpen aan katalytisch reformeren ter verkrijging van aromaten. De C18-26 fractie 10 kan voldoende alkenen bevatten voor toepassing in alkyleringsreacties met aromaten.H The process involves subjecting the synthesis gas to Fischer-Tropsch conditions, wherein fractions enriched in Ce-8 and C 18 -C 26 hydrocarbons are isolated from the resulting product stream. The Ce-1 fraction is subjected to catalytic reforming to obtain aromatics. The C18-26 fraction 10 may contain sufficient olefins for use in alkylation reactions with aromatics.
Eventueel wordt de C18.26 fractie onderworpen aan dehydrogeneringsomstandigheden ter verkrijging van extra alkenen. De resulterende alkenen worden in een alkyleringsreactie omgezet met de aromaten onder vorming van alkylaromaten. Niet- omgezette alkenen, paraffinen en aromaten kunnen worden verkregen uit de H 15 productstroom door middel fractionele destillatie en deze kunnen worden teruggevoerd voor het vormen van additionele producten. De alkylbenzenen kunnen worden gehydrogeneerd onder vorming van alkylcyclohexanen die geschikt kunnen worden H toegepast voor synthetische smeeroliën of als componenten in smeerolie- samenstellingen. Anderzijds kunnen de alkylbenzenen worden gesulfoneerd en kunnen 20 de resulterende gesulfoneerde alkylbenzenen bijvoorbeeld worden toegepast als detergenten of dispergeermiddelen.Optionally, the C18.26 fraction is subjected to dehydrogenation conditions to obtain additional olefins. The resulting olefins are reacted with the aromatics in an alkylation reaction to form alkyl aromatics. Unreacted olefins, paraffins and aromatics can be obtained from the H 15 product stream by fractional distillation and these can be recycled to form additional products. The alkylbenzenes can be hydrogenated to form alkylcyclohexanes which can suitably be used for synthetic lubricating oils or as components in lubricating oil compositions. Alternatively, the alkyl benzenes can be sulfonated and the resulting sulfonated alkyl benzenes can be used, for example, as detergents or dispersants.
I Samenvatting van de uitvinding 25 De werkwijze volgens de onderhavige uitvinding heeft betrekking op de boven- I staande behoeften. De werkwijze volgens de onderhavige uitvinding geeft ten minste I ofwel verkoopbare benzinecomponenten ofwel destillaatbrandstofcomponenten ofwel I smeermiddel-basisgrondstofcomponenten door bijvoorbeeld het hydrobehandelen, hy- I drokraken en hydro-ontwassen (d.w.z. opwerken) van uit Fischer-Tropsch en/of aard- 30 olie verkregen nafta en destillaten.Summary of the invention The method according to the present invention relates to the above needs. The method according to the present invention yields at least either salable gasoline components or distillate fuel components or lubricant-base raw material components by, for example, hydrotreating, hydrocracking and hydro-dewaxing (ie reprocessing) obtained from Fischer-Tropsch and / or petroleum. naphtha and distillates.
I De brandstofcomponenten die worden geproduceerd volgens de onderhavige uit- I vinding hebben octaanwaarden die voldoende zijn voor toepassing in gebruikelijke transportbrandstoffen en petrochemische voedingen. Daarnaast, tijdens het reformeren I 1 0 2 2 5 ö 2 5 van nafta, geeft de onderhavige uitvinding een waterstof-bijproduct dat gebruikt kan worden in hydrobehandelings-, hydrokraak- en hydro-ontwasprocessen voor het goedkoop opwerken van Fischer-Tropsch-producten. Aldus verschaft de onderhavige uitvinding goedkoop ten minste een gedeelte van de waterstof die nodig is voor hydrobe-5 handelingsprocessen zonder dat men dure scheidingsprocessen of afzonderlijke pro-ductie-installaties voor waterstof toe hoeft te passen.The fuel components produced in accordance with the present invention have octane values sufficient for use in conventional transportation fuels and petrochemical feeds. In addition, during reforming of naphtha, the present invention provides a hydrogen by-product that can be used in hydrotreating, hydrocracking, and hydro-dewaxing processes for inexpensive work-up of Fischer-Tropsch products. Thus, the present invention provides inexpensively at least a portion of the hydrogen required for hydrotreating processes without having to use expensive separation processes or separate hydrogen production plants.
Daarnaast kan de onderhavige uitvinding Fischer-Tropsch-nafta en -destillaten combineren met uit aardolie verkregen nafta en destillaten voor het verkrijgen van gemengde nafta en destillaten met zwavelgehalten van ten minste ongeveer 1 ppm. Aldus 10 waarborgt de onderhavige uitvinding dat gezwavelde katalysatoren, die worden gebruikt voor het aan een hydrobehandeling onderwerpen van nafta en destillaten, voldoende zwavelgehalten behouden zonder dat zwavel toegevoegd dient te worden door middel van het introduceren van dure zuivere chemicaliën.In addition, the present invention can combine Fischer-Tropsch naphtha and distillates with petroleum-derived naphtha and distillates to obtain mixed naphtha and distillates with sulfur contents of at least about 1 ppm. Thus, the present invention ensures that sulfurized catalysts used for hydrotreating naphtha and distillates retain sufficient sulfur levels without the need for sulfur to be added by introducing expensive pure chemicals.
Tenslotte kan, door het combineren van Fischer-Tropsch-nafta en -destillaten met 15 uit aardolie verkregen nafta en destillaten, de onderhavige uitvinding koolwaterstofpro-ducten uit aardolie, waaronder condensaten, nafta en destillaten, opwerken (b.v. hydro-behandelen, hydrokraken of hydro-ontwassen) voor het verkrijgen van verkoopbare benzinecomponenten en aardolie-voedingsproducten.Finally, by combining Fischer-Tropsch naphtha and distillates with petroleum-derived naphtha and distillates, the present invention can work up petroleum hydrocarbon products, including condensates, naphtha, and distillates (e.g., hydrotreating, hydrocracking, or hydro dewaxing) for obtaining salable gasoline components and petroleum food products.
Een werkwijze volgens de onderhavige uitvinding voor het opwerken van ten 20 minste ofwel Fischer-Tropsch-nafta ofwel een Fischer-Tropsch-destillaat, voor het produceren van ten minste ofwel een benzinecomponent, een destillaatbrandstofcomponent ofwel een smeermiddel-basisgrondstofcomponent, kan het reformeren van een Fischer-Tropsch-nafta voor het produceren van een waterstof-bijproduct en een benzinecomponent met een onderzoeksoctaangetal van ten minste ongeveer 80 omvatten. Het water-25 stof-bijproduct wordt vervolgens gebruikt voor het opwerken van een Fischer-Tropsch-destillaat voor het produceren van destillaatbrandstofcomponenten en/of mengcompo-nenten voor smeermiddel-basisgrondstof.A method according to the present invention for working up at least either Fischer-Tropsch naphtha or a Fischer-Tropsch distillate, for producing at least either a gasoline component, a distillate fuel component or a lubricant-base raw material component, can reform a Fischer-Tropsch naphtha for producing a hydrogen by-product and a gasoline component with a test octane number of at least about 80. The hydrogen by-product is then used to work up a Fischer-Tropsch distillate to produce distillate fuel components and / or blending components for lubricant base material.
Een werkwijze volgens de onderhavige uitvinding voor het opwerken van een Fischer-Tropsch-nafta kan het hydrobehandelen van Fischer-Tropsch-nafta voor het ver-30 wijderen van oxygeneringsproducten, waarbij aan een hydrobehandeling onderworpen Fischer-Tropsch-nafta wordt geproduceerd, omvatten. De werkwijze kan verder het reformeren van de aan een hydrobehandeling onderworpen Fischer-Tropsch-nafta omvatten, waarbij een waterstof-bijproduct en een benzinecomponent met een onderzoek-oc-A method according to the present invention for working up a Fischer-Tropsch naphtha can include hydrotreating Fischer-Tropsch naphtha to remove oxygenation products, thereby producing hydrotreated Fischer-Tropsch naphtha. The method may further include reforming the hydrotreated Fischer-Tropsch naphtha, wherein a hydrogen by-product and a gasoline component with an investigative oc-
1 0 O O ς S O1 0 O O ς S O
H taangetal van ten minste ongeveer 80 worden geproduceerd. Tenslotte wordt het water- H stof-bijproduct teruggevoerd voor het hydrobehandelen van de Fischer-Tropsch-nafta.The language number of at least about 80 can be produced. Finally, the hydrogen by-product is recycled for hydrotreating the Fischer-Tropsch naphtha.
H Een andere werkwijze volgens de onderhavige uitvinding voor het opwerken van H en Fischer-Tropsch-nafta voor het verkrijgen van een benzinecomponent kan het H 5 mengen van Fischer-Tropsch-nafta met uit aardolie verkregen nafta voor het verkrijgen H van een gemengde nafta met een zwavelgehalte van ten minste ongeveer 1 ppm H omvatten. De gemengde nafta wordt aan een hydrobehandeling onderworpen voor het produceren van een aan een hydrobehandeling onderworpen gemengde nafta. Tenslotte wordt de aan een hydrobehandeling onderworpen gemengde nafta gereformeerd, 10 waarbij een waterstof-bijproduct en een benzinecomponent met een onderzoek- H octaangetal van ten minste ongeveer 80 worden geproduceerd.H Another method according to the present invention for working up H and Fischer-Tropsch naphtha to obtain a gasoline component can H mixing Fischer-Tropsch naphtha with petroleum-derived naphtha to obtain H of a mixed naphtha with a sulfur content of at least about 1 ppm H. The mixed naphtha is hydrotreated to produce a hydrotreated mixed naphtha. Finally, the mixed naphtha subjected to a hydrotreatment is reformed to produce a hydrogen by-product and a gasoline component with a test H octane number of at least about 80.
Een werkwijze volgens de onderhavige uitvinding voor het opwerken van een Fi- scher-Tropsch-destillaat voor het produceren van ten minste ofwel een destillaatbrand- stof ofwel een smeermiddel-basisgrondstofcomponent kan het mengen van Fischer- 15 Tropsch-destillaat en uit aardolie verkregen destillaat voor het verkrijgen van een ge- mengd destillaat met een zwavelgehalte van ten minste ongeveer 1 ppm omvatten. Het gemengde destillaat wordt aan een hydrobehandeling onderworpen, waarbij een aan I een hydrobehandeling onderworpen gemengd destillaat wordt geproduceerd. Tenslotte I wordt het aan een hydrobehandeling onderworpen gemengde destillaat opgewerkt, I 20 waarbij destillaatbrandstofcomponenten en/of mengcomponenten voor smeermiddel- basisgrondstof worden geproduceerd.A process according to the present invention for upgrading a Fischer-Tropsch distillate to produce at least either a distillate fuel or a lubricant-base raw material component can mix Fischer-Tropsch distillate and petroleum distillate for obtaining a mixed distillate with a sulfur content of at least about 1 ppm. The mixed distillate is hydrotreated, producing a mixed distillate subjected to hydrotreatment. Finally, the mixed distillate subjected to a hydrotreatment is worked up, whereby distillate fuel components and / or mixing components for lubricant-base raw material are produced.
I Tenslotte kan een installatie volgens de onderhavige uitvinding voor het opwer- I ken van ten minste ofwel een Fischer-Tropsch-nafta ofwel een Fischer-Tropsch-destil- laat voor het verkrijgen van ten minste ofwel een benzinecomponent, een destillaat- I 25 brandstof ofwel een smeermiddel-basisgrondstofcomponent een koolwaterstofbron die een koolwaterstof verschaft omvatten. Een scheider scheidt koolwaterstofgas, kool- I waterstofcondensaat en ruwe olie van de koolwaterstof. Een synthesegas van het kool- I waterstofgas. Een Fischer-Tropsch-reactor die stroomafwaarts van de synthesegas- generator is geplaatst voert een Fischer-Tropsch-proces uit op het synthesegas, waarbij I 30 Fischer-Tropsch-nafta en Fischer-Tropsch-destillaat worden verkregen. Een nafta- I hydrobehandelingsreactor stroomafwaarts van de Fischer-Tropsch-reactor onderwerpt I de Fischer-Tropsch-nafta aan een hydrobehandeling. Een nafta-reformeerinrichting I stroomafwaarts van de hydrobehandelingsreactor reformeert de aan een I 10225^2 . —rui .ammmn -J'™ 4·ΙΙΙ.Μ,·Ρ·««'Ιί1" '^'Γ £'-"7 7 hydrobehandeling onderworpen nafta voor het verkrijgen van een waterstof-bijproduct en een benzinecomponent die ten minste ongeveer 10% aromaten omvat. Een destillaat-hydrobehandelingsreactor stroomafwaarts van de Fischer-Tropsch-reactor onderwerpt het Fischer-Tropsch-destillaat aan een hydrobehandeling. Tenslotte is er 5 een destillaat-opwerkinrichting stroomafwaarts van de destillaat-hydrobehandelingsreactor en zodanig ten opzichte van de nafta-reformeerinrichting, dat een waterstof-bijproduct van de reformeerinrichting wordt teruggevoerd naar de opwerkinrichting, zodat de opwerkinrichting aan een hydrobehandeling onderworpen destillaat kan opwerken voor het produceren van destillaatbrandstof en/of een 10 smeermiddel-basisvoedingscomponent.Finally, an installation according to the present invention for working up at least either a Fischer-Tropsch naphtha or a Fischer-Tropsch distillate for obtaining at least either a gasoline component, a distillate fuel or a lubricant-base raw material component comprising a hydrocarbon source providing a hydrocarbon. A separator separates hydrocarbon gas, hydrocarbon condensate and crude oil from the hydrocarbon. A synthesis gas from the hydrocarbon gas. A Fischer-Tropsch reactor placed downstream of the synthesis gas generator performs a Fischer-Tropsch process on the synthesis gas, whereby Fischer-Tropsch naphtha and Fischer-Tropsch distillate are obtained. A naphtha hydrotreating reactor downstream of the Fischer-Tropsch reactor subjects the Fischer-Tropsch naphtha to hydrotreatment. A naphtha reformer I downstream of the hydrotreating reactor reforms the I 10225 ^ 2. —Rui .ammmn -J '™ 4 · ΙΙΙ.Μ, · Ρ · «« Ιί1 "' ^ 'Γ £' -" 7 7 hydrotreating naphtha to obtain a hydrogen by-product and a gasoline component containing at least about 10% aromatics. A distillate hydrotreating reactor downstream of the Fischer-Tropsch reactor subjects the Fischer-Tropsch distillate to hydrotreatment. Finally, there is a distillate work-up device downstream of the distillate hydrotreating reactor and relative to the naphtha reformer such that a hydrogen by-product from the reformer is recycled to the work-up device, so that the work-up device can work up a hydrotreated distillate for the work-up producing distillate fuel and / or a lubricant-basic feed component.
Korte beschrijving van de figuren van de tekeningBrief description of the figures of the drawing
Figuur 1 is een schematisch aanzicht van een voorkeursuitvoeringsvorm van de 15 onderhavige uitvinding.Figure 1 is a schematic view of a preferred embodiment of the present invention.
Figuur 2 is een schematisch aanzicht van een andere voorkeursuitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding.Figure 2 is a schematic view of another preferred embodiment of the present invention.
Figuur 3 is een schematisch aanzicht van een andere voorkeursuitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding.Figure 3 is a schematic view of another preferred embodiment of the present invention.
2020
Gedetailleerde beschrijving van de voorkeursuitvoeringsvormenDetailed description of the preferred embodiments
Onder toepassing van de onderhavige uitvinding kan Fischer-Tropsch-nafta, en eventueel uit aardolie verkregen nafta, worden gereformeerd voor het bereiden van aro-25 maten en een waterstof-bijproduct. De verkregen aromaten kunnen het octaangetal van de nafta verhogen zodat de nafta gebruikt kan worden als een gebruikelijke benzine of als een menggrondstof in gebruikelijke benzine. De verkregen aromaten kunnen ook worden verkocht als waardevolle petrochemicaliën, waaronder, maar niet beperkt tot, benzeen, tolueen en xyleen.Using the present invention, Fischer-Tropsch naphtha, and optionally petroleum-derived naphtha, can be reformed to prepare aromatics and a hydrogen by-product. The aromatics obtained may increase the octane number of the naphtha so that the naphtha can be used as a conventional gasoline or as a blending raw material in conventional gasoline. The resulting aromatics can also be sold as valuable petrochemicals, including, but not limited to, benzene, toluene and xylene.
30 Er zijn twee klassen van reformeringsprocessen: katalytisch reformeren en ARO- MAX® reformeren. Bij de werkwijze volgens de onderhavige uitvinding kan de katalytische reformeringstechnologie en/of de AROMAX® reformeringstechnologie worden toegepast voor het omzetten van de Fischer-Tropsch-nafta in aromaten. Katalytisch 1 0 225^2 H reformeren, zoals bijvoorbeeld in Catalytic Reforming van D.M. Little, PennWell H Books (1985) is beschreven, is een bekende werkwijze. Op overeenkomstige wijze is H AROMAX® reformeren ook een bekende werkwijze en deze wordt bijvoorbeeld inThere are two classes of reforming processes: catalytic reforming and ARO-MAX® reforming. In the process of the present invention, the catalytic reforming technology and / or the AROMAX® reforming technology can be used to convert the Fischer-Tropsch naphtha to aromatics. Catalytic Reforming 1 0 225 ^ 2 H, as for example in Catalytic Reforming of D.M. Little, PennWell H Books (1985), is a well-known method. Similarly, H AROMAX® reforming is also a well-known process and, for example, it is used
Petroleum & Petrochemical International, deel 12, nr. 12, bladzijden 65 tot 68, alsook 5 in het Amerikaanse octrooischrift 4456527 van Buss et al., beschreven. De voeding H naar deze reformeringsprocessen dient zeer lage gehalten aan heteroatomen (b.v. zwa- vel, stikstof en zuurstof) te bevatten. Fischer-Tropsch-nafta heeft in het algemeen zeer lage gehalten aan zwavel en stikstof, maar heeft vaak aanzienlijke gehalten aan zuurstof in de vorm van alcoholen en sporenhoeveelheden zuren en andere oxygeneringsproduc- 10 ten. Deze heteroatomen kunnen worden verwijderd met behulp van een hydrobehande- lingsinrichting. De hydrobehandelingskatalysatoren die de voorkeur hebben maken ge- bruik van goedkope niet-edelmetalen uit de groepen VI en VIII, waaronder, maar niet beperkt tot, nikkel, kobalt, molybdeen, wolfraam, combinaties daarvan en dergelijke.Petroleum & Petrochemical International, Vol. 12, No. 12, pages 65 to 68, as well as in U.S. Patent No. 4456527 to Buss et al. The feed H to these reforming processes should contain very low levels of heteroatoms (e.g. sulfur, nitrogen and oxygen). Fischer-Tropsch naphtha generally has very low levels of sulfur and nitrogen, but often has significant levels of oxygen in the form of alcohols and trace amounts of acids and other oxygenation products. These heteroatoms can be removed with the help of a hydrotreating device. The preferred hydrotreating catalysts use inexpensive non-noble metals from groups VI and VIII, including, but not limited to, nickel, cobalt, molybdenum, tungsten, combinations thereof and the like.
Deze niet-edelmetalen zijn actief als ze zich in de gezwavelde toestand bevinden. Ten- 15 einde de overdracht van zwavel van de gezwavelde hydrobehandelingskatalysatoren naar de reformeringskatalysatoren (hetgeen de reformeringskatalysator zou kunnen vergiftigen) te voorkomen wordt het product gestript voor het verwijderen van waterstofsulfide en andere lichte zwavelverbinding, en wordt het eventueel behandeld met een adsorptiemiddel voor zwavel. Voorbeelden van het toepassen van H 20 adsorptiemiddelen (beschermingsbedden) voor het beschermen van reformeringskatalysatoren worden beschreven in de Amerikaanse octrooischriften I 5601698 en 5322615.These non-noble metals are active when they are in the sulfurized state. In order to prevent the transfer of sulfur from the sulfurized hydrotreating catalysts to the reforming catalysts (which could poison the reforming catalyst), the product is stripped to remove hydrogen sulfide and other light sulfur compound, and optionally treated with an adsorbent for sulfur. Examples of using H 2 adsorbents (protection beds) for protecting reforming catalysts are described in U.S. Patent Nos. 5601698 and 5322615.
Het waterstof-bijproduct van de reformeerinrichting wordt gebraikt voor het op- I werken van de destillaten door middel van waterstof verbruikende processen die bij- 25 voorbeeld hydrobehandelen, hydrokraken en hydro-ontwassen omvatten. Door het ge- I bmiken van het waterstof-bijproduct van het reformeren van nafta vermijdt de onder- I havige uitvinding de noodzaak van dure scheidingsprocessen of afzonderlijke produc- I tie-installaties voor waterstof voor het leveren van toegevoegde waterstof die nodig is I voor het opwerken van het destillaat.The hydrogen by-product of the reformer is used to work up the distillates by hydrogen-consuming processes which include, for example, hydrotreating, hydrocracking, and hydrotaxing. By utilizing the hydrogen by-product of naphtha reforming, the present invention avoids the need for expensive separation processes or separate production facilities for hydrogen to provide added hydrogen required for reprocessing the distillate.
I 30 Hoewel de werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding een waterstof-bijpro- I duet kunnen produceren voor toepassing bij waterstof verbruikende opwerkingsproces- I sen kan het, ten minste aanvankelijk, nodig zijn bij werkwijzen volgens de uitvinding I om waterstof te verschaffen. In het bijzonder omdat waterstof die wordt geproduceerd I 1022502 9 in de reformeerinrichting kan worden gebruikt bij andere bewerkingen, waaronder de hydrobehandeling van nafta en/of destillaat, kan het noodzakelijk zijn om voorzieningen te treffen voor het verschaffen van waterstof bij het opstarten. Er zijn verscheidene oplossingen voor dit probleem, waaronder, maar niet beperkt tot, het verschaffen 5 van een afzonderlijke bron van waterstof, zoals uit houders die onder hoge druk staan, het bereiden van de waterstof met behulp van elektrolyse-eenheden of het verschaffen van een bron van aan een hydrobehandeling onderworpen nafta met een laag zwavel-gehalte voor de reformeerinrichting voor het opstarten. Daarnaast zal het, bij werkwijzen volgens de uitvinding waarbij geen waterstof-bijproduct wordt geproduceerd, dui-10 delijk zijn dat waterstof wordt verschaft voor het uitvoeren van bijvoorbeeld hydro-behandelings- en/of opwerkingsprocessen. Verder is het ook duidelijk dat in gevallen waar de hoeveelheid waterstof-bijproduct die wordt geproduceerd tijdens een werkwijze volgens de onderhavige uitvinding niet voldoende is voor het uitvoeren van hydro-behandelings- en/of opwerkingsprocessen, extra waterstof kan worden toegevoerd aan 15 het proces voor het aanvullen van het waterstof-bijproduct dat wordt verbruikt door dergelijke processen.Although the processes of the present invention may produce a hydrogen by-product for use in hydrogen-consuming work-up processes, it may be necessary, at least initially, to provide hydrogen in processes of the invention. In particular, since hydrogen produced in the reformer can be used in other operations, including hydrotreating naphtha and / or distillate, it may be necessary to make provisions for providing hydrogen at start-up. There are several solutions to this problem, including, but not limited to, providing a separate source of hydrogen, such as from high-pressure containers, preparing the hydrogen using electrolysis units, or providing a source of hydrotreated low sulfur naphtha for start-up reformer. In addition, in processes according to the invention where no hydrogen by-product is produced, it will be clear that hydrogen is provided for carrying out, for example, hydrotreating and / or processing processes. Furthermore, it is also clear that in cases where the amount of hydrogen by-product produced during a process according to the present invention is not sufficient to perform hydrotreating and / or reprocessing processes, additional hydrogen may be supplied to the process for replenishing the hydrogen by-product consumed by such processes.
In een voorkeursuitvoeringsvorm wordt de Fischer-Tropsch-nafta gemengd met een uit aardolie verkregen nafta voor het verkrijgen van een gemengde nafta met een zwavelgehalte hoger dan ongeveer 1 ppm, bij voorkeur hoger dan ongeveer 10 ppm. 20 Deze gemengde nafta wordt vervolgen aan een hydrobehandeling onderworpen over een goedkope gezwavelde hydrobehandelingskatalysator voor het verwijderen van oxy-generingsproducten uit de Fischer-Tropsch-nafta en zwavel uit de uit aardolie verkregen nafta. Opnieuw wordt, zonder de aanwezigheid van een of andere zwavelverbin-ding in de voeding, de zwavel in de gezwavelde hydrobehandelingskatalysator 25 uiteindelijk verwijderd en wordt de prestatie van de hydrobehandelingskatalysator slechter.In a preferred embodiment, the Fischer-Tropsch naphtha is mixed with a petroleum-derived naphtha to obtain a mixed naphtha with a sulfur content higher than about 1 ppm, preferably higher than about 10 ppm. This mixed naphtha is then subjected to a hydrotreatment over an inexpensive sulfurized hydrotreating catalyst to remove oxygenation products from the Fischer-Tropsch naphtha and sulfur from the petroleum-derived naphtha. Again, without the presence of any sulfur compound in the feed, the sulfur in the sulfurized hydrotreating catalyst is finally removed and the performance of the hydrotreating catalyst deteriorates.
Op overeenkomstige wijze wordt, in een andere voorkeursuitvoeringsvorm, het Fischer-Tropsch-destillaat gemengd met een uit aardolie verkregen destillaat voor het verhogen van het zwavelgehalte van het gemengde destillaat tot hoger dan ongeveer 1 30 ppm, bij voorkeur hoger dan ongeveer 10 ppm. Dit gemengde destillaat wordt vervolgens aan een hydrobehandeling onderworpen over een goedkope gezwavelde hydrobehandelingskatalysator teneinde oxygeneringsproducten uit het Fischer-Tropsch-destillaat en zwavel uit het uit aardolie verkregen destillaat te verwijderen. Zonder de 10225^2 I aanwezigheid van de een of andere zwavelverbinding in de voeding wordt de zwavel in de gezwavelde hydrobehandelingskatalysator uiteindelijk verwijderd en wordt de prestatie van de hydrobehandelingskatalysator slechter.Similarly, in another preferred embodiment, the Fischer-Tropsch distillate is mixed with a petroleum-derived distillate to increase the sulfur content of the mixed distillate to higher than about 1 ppm, preferably higher than about 10 ppm. This mixed distillate is then hydrotreated over a cheap sulfurized hydrotreating catalyst to remove oxygenation products from the Fischer-Tropsch distillate and sulfur from the petroleum distillate. Without the 10225 ^ 2 I presence of some sulfur compound in the feed, the sulfur in the sulfurized hydrotreating catalyst is eventually removed and the performance of the hydrotreating catalyst deteriorates.
Hoewel de noodzaak om gezwavelde katalysatoren in een gezwavelde toestand te 5 houden terwijl zuurstof bevattende Fischer-Tropsch-voedingen worden verwerkt bekend is in de stand der techniek is de toepassing van uit aardolie verkregen voedingen als een bron van zwavel niet bekend. Bijvoorbeeld wordt in het Amerikaanse octrooischrift 4080397 van Mobil de hydrobehandeling van 350°F+ Fischer-Tropsch-destillaten bij aanwezigheid van toegevoegde zwavel om oxidatie van 10 een gezwavelde hydrobehandelingskatalysator door oxygeneringsproducten in de Fischer-Tropsch-voeding te voorkomen beschreven. In het Amerikaanse octrooischrift 4080397 wordt echter niet de bron van waterstof die wordt gebruikt tijdens de hydrobehandeling beschreven, noch wordt hierin de toepassing van uit aardolie verkregen voedingen als de bron van de zwavelverbinding beschreven.Although the need to keep sulfurized catalysts in a sulfurized state while processing oxygen-containing Fischer-Tropsch feeds is well known in the art, the use of petroleum-derived feeds as a source of sulfur is not known. For example, US Pat. No. 4080397 to Mobil describes the hydrotreating of 350 ° F + Fischer-Tropsch distillates in the presence of added sulfur to prevent oxidation of a sulfurized hydrotreating catalyst by oxygenation products in the Fischer-Tropsch feed. However, U.S. Patent No. 4080397 does not describe the source of hydrogen used during hydrotreating, nor does it describe the use of petroleum-derived feeds as the source of the sulfur compound.
15 Het valt tevens binnen de omvang van deze uitvinding dat de hydrobehandeling van gemengde stromen wordt uitgevoerd in dezelfde reactor. Dus een Fischer-Tropsch-nafta en een Fischer-Tropsch-destillaat kunnen samen met een uit aardolie verkregen nafta, condensaat, destillaat of combinaties daarvan in een reactor aan een hydrobehandeling worden onderworpen, vooropgesteld dat het zavelgehalte van het mengsel hoger 20 is dan ongeveer 1 ppm en bij voorkeur hoger is dan ongeveer 10 ppm.It is also within the scope of this invention that the hydrotreating of mixed streams is conducted in the same reactor. Thus, a Fischer-Tropsch naphtha and a Fischer-Tropsch distillate can be hydrotreated together with a petroleum-derived naphtha, condensate, distillate or combinations thereof, provided that the sulfur content of the mixture is higher than about 1 ppm and preferably higher than about 10 ppm.
Daarnaast, hoewel het de voorkeur kan hebben om zowel het reformeren van nafta als het opwerken van destillaat in een enkel proces uit te voeren, hoeven processen volgens de onderhavige uitvinding niet zowel nafta-reformerings- alsook destillaat-op-werkingsprocessen te omvatten. Dat wil zeggen dat het binnen de omvang van de on-25 derhavige uitvinding valt dat men een proces heeft waarbij het reformeren van nafta of het opwerken van destillaat afzonderlijk worden uitgevoerd. Bij dergelijke uitvoeringsvormen kan het noodzakelijk zijn om waterstof te verschaffen tijdens het opstarten en/ of dat waterstof wordt gebruikt bij opwerkingsprocessen, waaronder, maar niet beperkt tot, hydrobehandelings-, hydrokraak- en hydro-ontwasprocessen.In addition, although it may be preferable to perform both naphtha reforming and distillate work-up in a single process, processes of the present invention need not include both naphtha reforming and distillate work-up processes. That is, it is within the scope of the present invention to have a process in which naphtha reforming or distillate work-up is carried out separately. In such embodiments, it may be necessary to provide hydrogen during start-up and / or that hydrogen is used in reprocessing processes, including, but not limited to, hydrotreating, hydrocracking, and hydro-dewaxing processes.
30 In een voorkeursuitvoeringsvorm waarbij het reformeren van nafta afzonderlijk wordt uitgevoerd kan waterstof aanvankelijk worden toegevoerd teneinde gebruikt te worden voor het behandelen van de nafta voor het reformeren. Daarnaast kan ten minste een gedeelte van het waterstof-bijproduct dat wordt gevormd tijdens het reformeren 10 22 50 2 11 worden teruggevoerd voor het aan een hydrobehandeling onderwerpen van nafta voor het reformeren. Het terugvoeren van waterstof-bijproduct dat wordt gevormd tijdens het reformeren kan de hoeveelheid waterstof die toegevoegd dient te worden voor de hydrobehandeling in aanzienlijke mate beperken.In a preferred embodiment where naphtha reforming is carried out separately, hydrogen can be initially introduced to be used to treat the naphtha for reforming. In addition, at least a portion of the hydrogen by-product that is formed during reforming may be recycled to hydrotreating naphtha before reforming. The recycling of hydrogen by-product that is formed during the reforming can considerably limit the amount of hydrogen to be added for hydrotreating.
5 Op overeenkomstige wijze, in een voorkeursuitvoeringsvorm waarbij een destil laat afzonderlijk wordt opgewerkt, kan het zijn dat waterstof moet worden toegevoerd tijdens zowel de hydrobehandeling als het opwerken.Similarly, in a preferred embodiment where a distillation is worked up separately, it may be that hydrogen must be supplied during both the hydrotreatment and the work-up.
Een voorkeursuitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding, waarbij waterstof dat is gevormd tijdens het reformeren van Fischer-Tropsch-nafta wordt gebruikt voor 10 het opwerken van destillaat, wordt weergegeven in figuur 1. In deze uitvoeringsvorm wordt een methaan bevattende koolwaterstofgas-voedingsstroom 12 verkregen uit een methaan bevattend terrestrisch reservoir 11. De koolwaterstofgas-voedingsstroom 12 gaat een scheider 12 binnen. De scheider 13 scheidt de koolwaterstofgas-voedings-stroom 12 in een zwaardere condensaatstroom 15, een uit een ruwe oliefractie bestaan-15 de stroom 14 en een methaan bevattende koolwaterstof-afvoerstroom 16. De koolwater-stofgas-afvoerstroom 16 gaat een synthesegas-generator 17 binnen. Een gasvormige oxidansstroom 18 gaat eveneens de synthesegas-generator 17 binnen. Ten minste een gedeelte van het methaan bevattende koolwaterstof-afvoergas 16 wordt met behulp van de gasvormige oxidansstroom 18 (lucht, O2, verrijkte lucht, kooldioxide en combinaties 20 daarvan) door de synthesegas-generator 17 omgezet in een synthesegasstroom 19 (een gasmengsel dat ten minste koolmonoxide en waterstof bevat). De synthesegasstroom 19 gaat een Fischer-Tropsch-reactor 20 binnen. De Fischer-Tropsch-reactor 20 zet de synthesegasstroom 19 om in ten minste een Fischer-Tropsch-naftastroom 21 en een Fi-scher-Tropsch-destillaatstroom 22. De Fischer-Tropsch-naftastroom 21 gaat een nafta-25 hydrobehandelingsreactor 23 binnen. De Fischer-Tropsch-destillaatstroom 22 gaat een destillaat-hydrobehandelingsreactor 24 binnen. In de nafta-hydrobehandelingsreactor 23 wordt de naftastroom 21 behandeld voor het verwijderen van oxygeneringsproduc-ten voor het verkrijgen van een aan een hydrobehandeling onderworpen naftastroom 25. In de destillaat-hydrobehandelingsractor 24 wordt de destillaatstroom 22 behandeld 30 voor het verwijderen van oxygeneringsproducten voor het verkrijgen van een aan een hydrobehandeling onderworpen destillaatstroom 26. De aan een hydrobehandeling onderworpen naftastroom 25 gaat een reformeerinrichting 27 voor nafta binnen. De aan een hydrobehandeling onderworpen destillaatstroom 26 gaat een opwerkinrichting 28 1022552 voor destillaat binnen, waarbij het aan een hydrobehandeling onderworpen destillaat H bijvoorbeeld wordt opgewerkt door hydrokraak- en/of hydro-ontwasprocessen. Tijdens H het reformeren van nafta wordt een waterstof-bijproductstroom 29 gevormd. De water- H stof-bijproductstroom 29 gaat de nafta-hydrobehandelingsreactor 23, de destillaat-hy- H 5 drobehandelingsreactor 24 en de opwerkinrichting 28 voor destillaat binnen, waarbij extra waterstof wordt verschaft voor de hydrobehandelingsprocessen die daarin worden H uitgevoerd. Na het reformeren van de nafta verlaat een stroom 30 van een verkoopbare benzinecomponent, welke ten minste ongeveer 10% aromaten bevat en met een onder- zoek-octaangetal van ten minste ongeveer 80, bij voorkeur ten minste ongeveer 90, de 10 reformeerinrichting 27 voor nafta. Daarnaast verlaat een stroom 32 van een verkoop- bare destillaatbrandstof of smeermiddel-basisgrondstofcomponenten de opwerkinrich- ting 28 voor destillaat. De katalysatoren die worden gebruikt voor het hydrobehandelen van de nafta en het destillaat, en die worden gebruikt voor het opwerken van het aan een hydrobehandeling onderworpen destillaat, omvatten ofwel een edelmetaal, waar- 15 onder, maar niet beperkt tot, Pd, Pt, combinaties daarvan of dergelijke, ofwel een niet- edelmetaal, waaronder, maar niet beperkt tot, Ni, Co, W, Mo, combinaties daarvan en dergelijke. Als deze worden toegepast hebben de niet-edelmetaalkatalysatoren een ge- H zwavelde vormen wordt bij voorkeur ofwel continu ofwel periodiek zwavel aan de een- I heid toegevoerd. De zwavel kan bijvoorbeeld in de vorm van een chemische verbin- 20 ding, zoals dimethyldisulfide, worden toegevoegd. Als de hydrobehandelingskatalysa- tor een edelmetaal is (hetgeen minder voorkeur heeft), is deze bij voorkeur niet gezwa- veld.A preferred embodiment of the present invention wherein hydrogen formed during Fischer-Tropsch naphtha reforming is used for distillate work-up is shown in Figure 1. In this embodiment, a methane-containing hydrocarbon gas feed stream 12 is obtained from a terrestrial reservoir containing methane 11. The hydrocarbon gas feed stream 12 enters a separator 12. The separator 13 separates the hydrocarbon gas feed stream 12 into a heavier condensate stream 15, a crude oil fraction stream 14 and a methane-containing hydrocarbon effluent stream 16. The hydrocarbon gas effluent stream 16 enters a synthesis gas generator 17 within. A gaseous oxidant stream 18 also enters the synthesis gas generator 17. At least a portion of the methane-containing hydrocarbon exhaust gas 16 is converted by means of the gaseous oxidant stream 18 (air, O2, enriched air, carbon dioxide and combinations thereof) into a synthesis gas stream 19 (a gas mixture that is at least least carbon monoxide and hydrogen). The synthesis gas stream 19 enters a Fischer-Tropsch reactor 20. The Fischer-Tropsch reactor 20 converts the synthesis gas stream 19 into at least one Fischer-Tropsch naphtha stream 21 and a Fischer-Tropsch distillate stream 22. The Fischer-Tropsch naphtha stream 21 enters a naphtha 25 hydrotreating reactor 23. The Fischer-Tropsch distillate stream 22 enters a distillate hydrotreating reactor 24. In the naphtha hydrotreating reactor 23, the naphtha stream 21 is treated to remove oxygenation products to obtain a hydrotreated naphtha stream 25. In the distillate hydrotreating reactor 24, the distillate stream 22 is treated 30 for removing oxygenating products to obtain of a hydrotreated distillate stream 26. The hydrotreated naphtha stream 25 enters a reformer 27 for naphtha. The hydrotreated distillate stream 26 enters a distillate work-up device 28 1022552, the distillate H subjected to hydrotreatment being worked up, for example, by hydrocracking and / or hydro-dewaxing processes. A hydrogen by-product stream 29 is formed during H reforming of naphtha. The hydrogen by-product stream 29 enters the naphtha hydrotreating reactor 23, the distillate hydrotreating reactor 24 and the distillate work-up device 28, thereby providing additional hydrogen for the hydrotreating processes performed therein. After reforming the naphtha, a stream 30 of a salable gasoline component containing at least about 10% aromatics and having a research octane number of at least about 80, preferably at least about 90, leaves the reformer 27 for naphtha . In addition, a stream 32 of a salable distillate fuel or lubricant-base raw material components leaves the distillation reprocessing device 28. The catalysts used for hydrotreating the naphtha and the distillate, and used for working up the distillate subjected to hydrotreatment, include either a noble metal, including, but not limited to, Pd, Pt, combinations thereof or the like, or a non-noble metal, including, but not limited to, Ni, Co, W, Mo, combinations thereof and the like. When used, the non-noble metal catalysts have H sulfurized forms, preferably either continuously or periodically, sulfur is supplied to the unit. The sulfur can be added, for example, in the form of a chemical compound, such as dimethyldisulfide. If the hydrotreating catalyst is a noble metal (which is less preferred), it is preferably not swollen.
Een andere voorkeursuitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding, waarbij I waterstof dat is gevormd tijdens het reformeren van Fischer-Tropsch-nafta wordt ge- I 25 bruikt voor het opwerken van destillaat, wordt weergegeven in figuur 2. In deze uit- I voeringsvorm wordt een methaan bevattend koolwaterstof-voedingsgas 42 verkregen I uit een methaan bevattend terrestrisch reservoir 41. Een zwaardere condensaatstroom I 45 en/of een stroom 44 met een ruwe oliefractie worden in scheider 43 van het methaan bevattende koolwaterstof-voedingsgas 42 afgescheiden. Een methaan bevattende kool- 30 waterstofgas-afvoerstroom 46 verlaat de scheider 43 en gaat een synthesegas-generator I 48 binnen. Een gasvormige oxidansstroom 49 gaat eveneens de synthesegas-generator I 48 binnen. Een synthesegasstroom 50 verlaat de generator 48 en gaat een Fischer- I Tropsch-reactor 53 binnen. De Fischer-Tropsch-reactor 53 genereert ten minste een I 1 0 22 5 5 2 13Another preferred embodiment of the present invention, wherein hydrogen formed during Fischer-Tropsch naphtha reforming is used for distillate work-up, is shown in Figure 2. In this embodiment, a methane is used. hydrocarbon feed gas 42 obtained from a terrestrial reservoir 41 containing methane. A heavier condensate stream I 45 and / or a crude oil fraction stream 44 are separated in separator 43 from the methane-containing hydrocarbon feed gas 42. A methane-containing hydrocarbon gas effluent stream 46 leaves the separator 43 and enters a synthesis gas generator I 48. A gaseous oxidant stream 49 also enters the synthesis gas generator I 48. A synthesis gas stream 50 leaves the generator 48 and enters a Fischer-I Tropsch reactor 53. The Fischer-Tropsch reactor 53 generates at least one 13 1
Fischer-Tropsch-naftastroom 54 en een Fischer-Tropsch-destillaat bevattende stroom 55. De ruwe oliestroom 44 en de condensaatstroom 45 gaan een destillaatreactor 47 binnen. Ten minste een uit aardolie verkregen naftastroom 51 en een uit aardolie verkregen destillaatstroom 52 verlaten de destillaatreactor 47. De uit aardolie verkregen 5 naftastroom 51 wordt gemengd met de Fischer-Tropsch-riasizV/aaistroom 54 voor het produceren van een gemengde nafta met meer dan ongeveer 1 ppm zwavel, bij voorkeur meer dan ongeveer 10 ppm zwavel. De gemengde nafta gaat vervolgens een nafta-hydrobehandelingsreactor 56 binnen. De uit aardolie verkregen destillaatstroom 52 wordt gemengd met de Fischer-Tropsch-destillaatstroom 55 voor het produceren van 10 een gemengd destillaat dat meer dan ongeveer 1 ppm zwavel, bij voorkeur meer dan ongeveer 10 ppm zwavel omvat. Het gemengde destillaat gaat een destillaat-hydro-behandelingsreactor 57 binnen. De gemengde nafta wordt aan een hydrobehandeling onderworpen voor het verwijderen van oxygeneringsproducten. Een aan een hydrobehandeling onderworpen naftastroom 58 verlaat de nafta-hydrobehandelingsreactor 15 56. De aan een hydrobehandeling onderworpen naftastroom 58 gaat vervolgens een reformeerinrichting 60 voor nafta binnen. Het gemengde destillaat wordt aan een hydrobehandeling onderworpen in de destillaat-hydrobehandelingsreactor 57 voor het verwijderen van oxygeneringsproducten en een aan een hydrobehandeling onderworpen destillaatstroom 59 verlaat de destillaat-hydrobehandelingsreactor 57. De aan een 20 hydrobehandeling onderworpen destillaatstroom 59 gaat een opwerkinrichting 61 voor destillaat binnen. Tijdens het reformeren van de gemengde nafta in de reformeerinrichting 60 voor nafta wordt een waterstof-bijproductstroom 62 gevormd. Een gedeelte van de waterstof-bijproductstroom 62 wordt teruggevoerd in een waterstof-recirculatie-stroom 63 voor het verschaffen van extra waterstof dat nodig is voor de hydrobehande-25 lingsprocessen die worden uitgevoerd in de nafta- en destillaat-hydrobehandelingsreac-toren 56, 57. Daarnaast gaat waterstof van de waterstof-bijproductstroom 62 de opwerkinrichting 61 voor destillaat binnen voor het verschaffen van extra waterstof voor opwerkprocessen (b.v. hydrokraak- en hydro-ontwasprocessen) die daarin worden uitgevoerd voor het opwerken van het gemengde destillaat. Een stroom 65 met een ver-30 koopbare benzinecomponent, die ten minste ongeveer 10% aromaten omvat en met een onderzoek-octaangetal van ten minste ongeveer 80, bij voorkeur ten minste ongeveer 90, verlaat de reformeerinrichting 60 voor nafta na het reformeren van de nafta. Ten- 10225^2 slotte verlaat een stroom 64 met een verkoopbare destillaatbrandstof of smeermiddel-H basisgrondstofcomponent de opwerkinrichting 61 voor destillaat.Fischer-Tropsch naphtha stream 54 and a stream 55 containing Fischer-Tropsch distillate. The crude oil stream 44 and the condensate stream 45 enter a distillate reactor 47. At least one petroleum-derived naphtha stream 51 and a petroleum-derived distillate stream 52 leave the distillate reactor 47. The petroleum-derived naphtha stream 51 is mixed with the Fischer-Tropschriasiz / V stream 54 to produce a mixed naphtha of more than about 1 ppm sulfur, preferably more than about 10 ppm sulfur. The mixed naphtha then enters a naphtha hydrotreating reactor 56. The petroleum distillate stream 52 is mixed with the Fischer-Tropsch distillate stream 55 to produce a mixed distillate comprising more than about 1 ppm sulfur, preferably more than about 10 ppm sulfur. The mixed distillate enters a distillate hydrotreating reactor 57. The mixed naphtha is hydrotreated to remove oxygenation products. A naphtha stream 58 subjected to a hydrotreatment leaves the naphtha hydrotreating reactor 56. The naphtha stream 58 subjected to a hydrotreatment then enters a naphtha reformer 60. The mixed distillate is hydrotreated in the distillate hydrotreating reactor 57 to remove oxygenation products and a hydrotreated distillate stream 59 exits the distillate hydrotreating reactor 57. The hydrotreated distillate stream 59 enters a distillate work-up device 61. During the reforming of the mixed naphtha in the naphtha reformer 60, a hydrogen by-product stream 62 is formed. A portion of the hydrogen by-product stream 62 is recycled into a hydrogen recycle stream 63 to provide additional hydrogen required for the hydrotreating processes conducted in the naphtha and distillate hydrotreating reactors 56, 57. In addition, hydrogen from the hydrogen by-product stream 62 enters the distillate work-up device 61 to provide additional hydrogen for work-up processes (e.g., hydrocracking and hydro-dewaxing processes) performed therein for working up the mixed distillate. A stream 65 with a marketable gasoline component comprising at least about 10% aromatics and having a test octane number of at least about 80, preferably at least about 90, leaves the naphtha reformer 60 after reforming the naphtha . Finally, a stream 64 with a salable distillate fuel or lubricant-H basestock component leaves the distillate work-up device 61.
H Een andere voorkeursuitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding, waarbij H waterstof dat is gevormd tijdens het reformeren van Fischer-Tropsch-nafta wordt ge- H 5 bmikt voor het opwerken van destillaat, wordt weergegeven in figuur 3. In deze uit- voeringsvorm wordt een methaan bevattend koolwaterstof-voedingsgas 72 verkregen uit een methaan bevattend terrestrisch reservoir 71. Een zwaardere condensaatstroom H 75 en/of een stroom 76 met een ruwe olieffactie worden in scheider 73 van het methaan H bevattende koolwaterstof-voedingsgas 72 afgescheiden. Een methaan bevattende kool- 10 waterstofgas-afvoerstroom 74 verlaat de scheider 73 en gaat een synthesegas-generator 77 binnen. Een gasvormige oxidansstroom 78 gaat eveneens de synthesegas-generator 77 binnen. Een synthesegasstroom 79 verlaat de synthesegas-generator 77 en gaat een H Fischer-Tropsch-reactor 80 binnen. Een Fischer-Tropsch-productstroom 81 verlaat deH Another preferred embodiment of the present invention, wherein H is hydrogen formed during Fischer-Tropsch naphtha reforming, is used for processing distillate, is shown in Figure 3. In this embodiment, a methane is used. hydrocarbon feed gas 72 obtained from a methane-containing terrestrial reservoir 71. A heavier condensate stream H 75 and / or a stream 76 with a crude oil effect are separated in separator 73 from the methane H-containing hydrocarbon feed gas 72. A methane-containing hydrocarbon gas effluent stream 74 leaves the separator 73 and enters a synthesis gas generator 77. A gaseous oxidant stream 78 also enters the synthesis gas generator 77. A synthesis gas stream 79 leaves the synthesis gas generator 77 and enters an H Fischer-Tropsch reactor 80. A Fischer-Tropsch product stream 81 leaves the
Fischer-Tropsch-reactor 80. De ruwe oliestroom 76 en de condensaatstroom 75 verlaten 15 de scheider 73 en gaan een destillaatreactor 89 binnen. Ten minste een uit aardolie ver- kregen naflastroom 90 en een uit aardolie verkregen destillaatstroom 91 verlaten de destillaatreactor 89 en worden gemengd met de Fischer-Tropsch-productstroom 81 voor het verkrijgen van een gemengde productstroom, die ten minste ongeveer 1 ppm zwavel, bij voorkeur ten minste ongeveer 10 ppm zwavel omvat. De gemengde pro- 20 ductstroom gaat een hydrobehandelingsreactor 82 binnen, waarin oxygeneringsproduc- ten worden verwijderd uit het Fischer-Tropsch-destillaat en de Fischer-Tropsch-nafta en zwavel wordt verwijderd uit het uit aardolie verkregen destillaat en de uit aardolie I verkregen nafta. Een aan een hydrobehandeling onderworpen productstroom 82A ver- laat de hydrobehandelingsreactor 82 en gaat een destillaatreactor 83 binnen. Ten minste I 25 een gemengde naflastroom 84 en een gemengde destillaatstroom 85 verlaten de destil- I laatreactor 83. De gemengde naflastroom 84 gaat een reformeerinrichting 86 voor nafta binnen waarin de nafta wordt gereformeerd, waarbij een waterstof-bijproductstroom 88 I en een verkoopbare benzine-productstroom 93 worden gevormd. De benzine-product- stroom 93 omvat ten minste ongeveer 10% aromaten een heeft een onderzoek-octaan- I 30 getal van ten minste ongeveer 80, bij voorkeur ten minste ongeveer 90. De gemengde I destillaatstroom 85 verlaat de destillaatreactor 83 en gaat een opwerkinrichting 87 voor I destillaat binnen. De waterstof-bijproductstroom 88 die de reformeerinrichting voor I nafta verlaat gaat de opwerkinrichting 87 voor destillaat binnen, waarbij extra waterstof I 1022552 15 wordt verschaft voor de opwerkprocessen (b.v. hydrokraak- en hydro-ontwasprocessen) die daarin worden uitgevoerd voor het opwerken van het destillaat. Daarnaast wordt een gedeelte van de waterstof-bijproductstroom 88 in een waterstof-recirculatiestroom 92 teruggevoerd naar de hydrobehandelingsreactor 82 voor het verschaffen van extra 5 waterstof die nodig is voor de hydrobehandelingsprocessen die daarin worden uitgevoerd voor het verwijderen van oxygeneringsproducten en zwavel. Tenslotte verlaat een stroom 94 met een verkoopbare destillaatbrandstof of smeermiddel-basisgrondstof-component de opwerkinrichting 87 voor destillaat.Fischer-Tropsch reactor 80. The crude oil stream 76 and the condensate stream 75 leave the separator 73 and enter a distillate reactor 89. At least one petroleum naphtha stream 90 and a petroleum distillate stream 91 leave the distillate reactor 89 and are mixed with the Fischer-Tropsch product stream 81 to obtain a mixed product stream containing at least about 1 ppm of sulfur, preferably comprises at least about 10 ppm sulfur. The mixed product stream enters a hydrotreating reactor 82, in which oxygenation products are removed from the Fischer-Tropsch distillate and the Fischer-Tropsch naphtha and sulfur is removed from the petroleum distillate and the petroleum I naphtha. A hydrotreated product stream 82A leaves the hydrotreating reactor 82 and enters a distillate reactor 83. At least a mixed naphtha stream 84 and a mixed distillate stream 85 leave the distillation reactor 83. The mixed naphtha stream 84 enters a naphtha reformer 86 in which the naphtha is reformed, a hydrogen by-product stream 88 I and a salable gasoline product stream 93 are formed. The gasoline product stream 93 comprises at least about 10% aromatics and has a test octane number of at least about 80, preferably at least about 90. The mixed distillate stream 85 leaves the distillate reactor 83 and enters a recovery device 87 for I distillate inside. The hydrogen by-product stream 88 exiting the I naphtha reformer enters the distillate work-up device 87, thereby providing additional hydrogen for the work-up processes (eg, hydrocracking and hydro-dewaxing processes) performed therein for working up the distillate . In addition, a portion of the hydrogen by-product stream 88 in a hydrogen recycle stream 92 is recycled to the hydrotreating reactor 82 to provide additional hydrogen required for the hydrotreating processes performed therein to remove oxygenation products and sulfur. Finally, a stream 94 with a salable distillate fuel or lubricant-base raw material component leaves the distillate recovery device 87.
10 Voorbeelden10 Examples
De uitvinding wordt verder geïllustreerd aan de hand van het volgende voorbeeld, waarin een bijzonder voordelige uitvoeringsvorm van de werkwijze wordt weergegeven. Het voorbeeld wordt gegeven om de onderhavige uitvinding te illustreren en niet 15 om deze te beperken.The invention is further illustrated with reference to the following example, in which a particularly advantageous embodiment of the method is shown. The example is given to illustrate the present invention and not to limit it.
Voorbeeld 1Example 1
Een Fischer-Tropsch-nafta- en -destillaatproduct worden gemengd voor het ver-20 schaffen van een mengsel dat ongeveer 1 gew.% zuurstof en minder dan ongeveer 10 ppm zwavel bevat. Dit mengsel wordt bij 663°F, 1,0 LHSV, 77% omzetting, 1100 psig en een recirculatiesnelheid van waterstofgas van 10.000 SCFB over een gezwavelde nikkel-wolffaam-katalysator aan hydrokraken onderworpen. Na 1500 uur wordt het product van dat moment gefractioneerd en wordt het 300-650°F dieselgedeelte geïso-25 leerd. Het zwavelgehalte van de dieselfractie, zoals bepaald volgens de Antek-werk-wijze, bedraagt ongeveer 3,2 gew.-ppm. Dit zelfde monster wordt in tweevoud met een Dohrmann analyseerinrichting getest en de verkregen zwavelgehalten zijn ongeveer 2,4 en ongeveer 2,6 nanogram per microliter of ongeveer 3 gew.-ppm zwavel. Bij zowel de Dohrmann als de Antek analyseerinrichtingen wordt gebruik gemaakt van oxidatieve 30 benaderingen voor de bepaling van zwavel en het zijn betrouwbare werkwijzen. De aanwezigheid van zwavel in dit product wordt bevestigd in erop volgende experimenten en er wordt aangenomen dat dit het gevolg is van de verdringing van de zwavel uit de katalysator met oxygeneringsproducten in de voeding. Dit probleem kan worden 1022552 vermeden door het toevoegen van een zwavel bevattende verbinding aan de Fischer-Tropsch-voeding zodat het mengsel meer dan ongeveer 1 ppm zwavel, bij voorkeur H meer dan ongeveer 10 ppm zwavel bevat.A Fischer-Tropsch naphtha and distillate product is blended to provide a mixture that contains about 1 weight percent oxygen and less than about 10 ppm sulfur. This mixture is subjected to hydrocracking at 663 ° F, 1.0 LHSV, 77% conversion, 1100 psig and a hydrogen gas recycle rate of 10,000 SCFB over a sulfurized nickel-wolphame catalyst. After 1500 hours the product of that moment is fractionated and the 300-650 ° F diesel part is isolated. The sulfur content of the diesel fraction, as determined by the Antek method, is about 3.2 ppm by weight. This same sample is tested in duplicate with a Dohrmann analyzer and the sulfur contents obtained are about 2.4 and about 2.6 nanograms per microliter or about 3 ppm by weight sulfur. Both Dohrmann and Antek analyzers use oxidative approaches to determine sulfur and are reliable methods. The presence of sulfur in this product is confirmed in subsequent experiments and it is believed that this is due to the displacement of the sulfur from the catalyst with feed oxygenation products. This problem can be avoided by adding a sulfur-containing compound to the Fischer-Tropsch feed so that the mixture contains more than about 1 ppm sulfur, preferably H more than about 10 ppm sulfur.
H Hoewel de onderhavige uitvinding is beschreven met betrekking tot specifieke 5 uitvoeringsvormen is het de bedoeling dat deze aanvrage die verschillende verande-H ringen en substituties omvat die uitgevoerd kunnen worden door de deskundige zonder H af te wijken van de geest en de omvang van de bijgevoegde conclusies.H Although the present invention has been described with respect to specific embodiments, it is intended that this application include various changes and substitutions that may be made by those skilled in the art without departing from the spirit and scope of the appended H conclusions.
I 1°225521 ° 22552
Claims (38)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/059,383 US20030141220A1 (en) | 2002-01-31 | 2002-01-31 | Upgrading fischer-tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates |
| US5938302 | 2002-01-31 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL1022552A1 NL1022552A1 (en) | 2003-08-04 |
| NL1022552C2 true NL1022552C2 (en) | 2004-08-03 |
Family
ID=27609790
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL1022552A NL1022552C2 (en) | 2002-01-31 | 2003-01-31 | Processing of naphtha and distillates obtained from Fischer-Tropsch and petroleum. |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20030141220A1 (en) |
| NL (1) | NL1022552C2 (en) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040129603A1 (en) * | 2002-10-08 | 2004-07-08 | Fyfe Kim Elizabeth | High viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions and methods for their production and use |
| US20080029431A1 (en) * | 2002-12-11 | 2008-02-07 | Alexander Albert G | Functional fluids having low brookfield viscosity using high viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions, and methods for their production and use |
| US20040154957A1 (en) * | 2002-12-11 | 2004-08-12 | Keeney Angela J. | High viscosity index wide-temperature functional fluid compositions and methods for their making and use |
| US20040154958A1 (en) * | 2002-12-11 | 2004-08-12 | Alexander Albert Gordon | Functional fluids having low brookfield viscosity using high viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions, and methods for their production and use |
| FR2858981B1 (en) * | 2003-08-19 | 2006-02-17 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR TREATING AN INTERMEDIATE FRACTION FROM VAPOCRACKING EFFLUENTS |
| WO2009041508A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Japan Oil, Gas And Metals National Corporation | Processes for production of synthetic naphtha |
| FR3045654A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-23 | Ifp Energies Now | PROCESS FOR CONVERTING A CHARGE FOR THE PRODUCTION OF HYDROCARBONS BY FISCHER-TROPSCH SYNTHESIS |
| CN118480380A (en) | 2016-10-18 | 2024-08-13 | 马威特尔有限责任公司 | A fuel and a combustion method |
| KR102309909B1 (en) | 2016-10-18 | 2021-10-06 | 모에탈 엘엘씨 | Fuel compositions from light tight oils and high sulfur fuel oils |
| CN111925822A (en) * | 2020-07-17 | 2020-11-13 | 中科合成油工程有限公司 | Method for preparing high-octane gasoline and device for implementing method |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3540997A (en) * | 1968-09-27 | 1970-11-17 | Texaco Inc | Production of motor and jet fuels |
| US4041096A (en) * | 1975-09-18 | 1977-08-09 | Mobil Oil Corporation | Method for upgrading C5 plus product of Fischer-Tropsch Synthesis |
| US4126644A (en) * | 1976-10-14 | 1978-11-21 | Mobil Oil Corporation | Method of upgrading a fischer-tropsch light oil |
| US4365820A (en) * | 1978-09-12 | 1982-12-28 | Rush Donald L | Trailer connecting running gear |
| US4252736A (en) * | 1979-06-01 | 1981-02-24 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures utilizing dual reactors |
| US4605680A (en) * | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
| US4673487A (en) * | 1984-11-13 | 1987-06-16 | Chevron Research Company | Hydrogenation of a hydrocrackate using a hydrofinishing catalyst comprising palladium |
| FR2602784B1 (en) * | 1986-04-16 | 1988-11-04 | Inst Francais Du Petrole | COMBINED HYDROREFORMING AND HYDROISOMERIZATION PROCESS |
| US4795549A (en) * | 1986-06-16 | 1989-01-03 | Union Carbide Corporation | UHP-Y-containing reforming catalysts and processes |
| US4851109A (en) * | 1987-02-26 | 1989-07-25 | Mobil Oil Corporation | Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants |
| US5770042A (en) * | 1993-11-15 | 1998-06-23 | Uop | Upgrading of cyclic naphthas |
| US5562817A (en) * | 1994-12-20 | 1996-10-08 | Exxon Research And Engineering Company | Reforming using a Pt/Re catalyst |
| US5766274A (en) * | 1997-02-07 | 1998-06-16 | Exxon Research And Engineering Company | Synthetic jet fuel and process for its production |
| US5882505A (en) * | 1997-06-03 | 1999-03-16 | Exxon Research And Engineering Company | Conversion of fisher-tropsch waxes to lubricants by countercurrent processing |
| JPH11349132A (en) * | 1998-06-08 | 1999-12-21 | Nippon Lsi Card Co Ltd | Article carrier method, distribution system and carrier bag used for them |
| US6180842B1 (en) * | 1998-08-21 | 2001-01-30 | Exxon Research And Engineering Company | Stability fischer-tropsch diesel fuel and a process for its production |
| US6583186B2 (en) * | 2001-04-04 | 2003-06-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for upgrading Fischer-Tropsch wax using split-feed hydrocracking/hydrotreating |
-
2002
- 2002-01-31 US US10/059,383 patent/US20030141220A1/en not_active Abandoned
-
2003
- 2003-01-31 NL NL1022552A patent/NL1022552C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NL1022552A1 (en) | 2003-08-04 |
| US20030141220A1 (en) | 2003-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102385590B1 (en) | Upgrading hydrogen deficient streams using hydrogen donor streams in a hydropyrolysis process | |
| JP3824489B2 (en) | Biodegradability of middle distillates | |
| US7354507B2 (en) | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons | |
| US8686204B2 (en) | Methods for co-processing biorenewable feedstock and petroleum distillate feedstock | |
| RU2573397C2 (en) | Crude oil refining method | |
| JP5405585B2 (en) | Process for producing clean fuels and aromatic products from fluidized bed catalytic cracking fractions | |
| US20030094400A1 (en) | Hydrodesulfurization of oxidized sulfur compounds in liquid hydrocarbons | |
| Vela et al. | Different approaches to convert waste polyolefins into automotive fuels via hydrocracking with a NiW/HY catalyst | |
| NL1022552C2 (en) | Processing of naphtha and distillates obtained from Fischer-Tropsch and petroleum. | |
| CN107001951B (en) | Process for producing aromatics from wide boiling temperature hydrocarbon feedstocks | |
| US6863802B2 (en) | Upgrading fischer-Tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates | |
| DK2454343T3 (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF CARBON HYDRODES BY HYDROGENERATION OF A TERPENT SUPPLY | |
| US7033552B2 (en) | Upgrading Fischer-Tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates | |
| JP2004528413A (en) | Desulfurization of hydrotreated Fischer-Tropsch products | |
| AU2003200318B2 (en) | Upgrading Fischer-Tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates | |
| SK16162001A3 (en) | Hydrocarbon hydroconversion process for the production of hydrogen, hydroprocessed hydrocarbons and electricity | |
| JP2005516082A5 (en) | ||
| US20030141221A1 (en) | Upgrading Fischer-Tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates | |
| US20120041240A1 (en) | Method for obtaining solid paraffinic compounds by hydrotreatment of vegetable oils | |
| Davies | Fossil fuels. Clean gasoline from coal | |
| Abbott | 02 Liquid fuels (transport, refining, quality, storage) | |
| Brahmachari et al. | Hydrorefining of syncrude to diesel oil | |
| EP1798275A1 (en) | Method for desulfurization of heavy oil | |
| JP2010111768A (en) | Method for producing purified hydrocarbon oil and purified hydrocarbon oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| AD1A | A request for search or an international type search has been filed | ||
| RD2N | Patents in respect of which a decision has been taken or a report has been made (novelty report) |
Effective date: 20040326 |
|
| PD2B | A search report has been drawn up | ||
| V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 20120801 |