EA004903B1

EA004903B1 - Способ десульфурации нефтяных дистиллятов

Info

Publication number: EA004903B1
Application number: EA200200668A
Authority: EA
Inventors: Вилльям Висманн; Сантош К. Гангвал
Original assignee: Дс2 Тек, Инк.
Priority date: 1999-12-13
Filing date: 2000-12-13
Publication date: 2004-08-26
Also published as: US6565741B2; US20040007502A1; AU2091501A; WO2001042397A1; EP1261681A1; US20020043482A1; EA200200668A1

Abstract

Десульфурацию нефтяных дистиллятов можно осуществить путем циклической низкотемпературной адсорбции окисленных соединений серы на активированном угле с последующей регенерацией активированного угля с использованием органического растворителя. Используемый в способе активированный уголь является коммерчески доступным и площадь его поверхности, изменяющаяся в интервале приблизительно от 500 до 2000 м/г, обладает существенной частью своих пор в интервале от 10 до 100 Å.

Description

В данной заявке заявлен приоритет предварительной заявки Соединенных Штатов № 60/170416, поданной 13 декабря 1999, которая включена здесь ссылкой во всей полноте.

Настоящее изобретение относится к новому способу удаления соединений серы из нефтяных дистиллятов путем селективной адсорбции на активированном угле, который можно использовать для переработки нефти с целью десульфурации бензина, нафты, керосина, дизельного топлива, мазута и прочих продуктов.

Производство не содержащих серы нефтяных дистиллятов становится все более и более важным из соображений охраны окружающей среды. В частности, в настоящее время по всей Северной Америке максимальный уровень серы в дизельном топливе для дорожных дизельных двигателей регламентирован на значении 500 ч/млн (Федеральный регистр, том. 64, №92, 13 мая, 1999). В Европе и Японии были предложены уровни серы, сниженные до 50 ч/млн или даже ниже. В настоящее время каталитическая гидродесульфурация является технологией, применяемой на нефтеперегонных заводах для снижения содержания серы в дизельном топливе до 500 ч/млн. Высокие давления и температуры, связанные с гидродесульфурацей и ее модификациями, не только существенно повышают стоимость, но также способны изменять требуемые характеристики дистиллятного топлива. Поэтому существует как сильный экономический, так и технический стимул разработки экономически эффективной методики снижения содержания серы с использованием очень мягких условий (например, при температуре от 20 до 75°С и при давлениях от давления окружающей среды до очень низких).

В патенте США № 5454933 раскрывается способ, в котором используют активированный уголь наряду с катализаторами, состоящими из металлов VI и VIII групп в качестве полирующего агента при десульфурации для дистиллятов, предварительно подвергнутых гидродесульфурации. В патенте США № 2877176 описывается использование активированного щелочью активированного угля для адсорбции серы из дистиллятного топлива с последующим промыванием этого угля горячим углеводородом. Однако полный способ экономичного удаления серы с помощью адсорбента с использованием незначительных количеств активированного угля (пропитка угля внутри катализатором для придания ему активации) и других реагентов, который приводит к пониженным выбросам в окружающую среду, не раскрыт и не описан в предшествующей области техники.

Настоящее изобретение относится к способу десульфурации нефтяных дистиллятов, в частности, дизельного топлива, разделенного перегонкой на фракцию с низким содержанием серы и фракцию с высоким содержанием серы, с использованием циклической низкотемператур ной адсорбции дизельной фракции с высоким содержанием серы на коммерчески доступном активированном угле (каталитически пропитанном угле) с последующей стадией десорбционной обработки растворителем, стадией регенерации (промывка растворителем) и стадией сушки угля в системе замкнутого контура с нулевым выделением. После этого десульфурированное дизельное топливо смешивают с дизельной фракцией с низким содержанием серы от стадии первого грубого разделения (перегонки), получая конечный десульфурированный дизельный продукт и побочный продукт с высоким содержанием серы.

Целью настоящего изобретения является снижение уровней содержания серы в нефтяных дистиллятах до значения приблизительно менее 500 ч/млн.

Фиг. 1 представляет собой диаграммную блок-схему общей идеи способа, предоставленного в соответствии с указанием настоящего изобретения. Более точно на фиг. 1 показан начальный процесс, посредством которого дизельное топливо разделяют на фракции с низким и высоким содержанием серы.

Фиг. 2 представляет собой подробную блок-схему общего способа десульфурации фракции с высоким содержанием серы, предоставленной в соответствии с указанием настоящего изобретения.

В одном из способов воплощения настоящего изобретения сырую нефть 1 фиг. 1 сначала подвергают перегонке 2 для получения различных фракций 3, 4, 5, одной из которых является дизельная фракция 3. Дизельную фракцию обычно составляет смесь углеводородов С10-С20. Примерно 30% дизельной фракции от С₁₀ до С₁₃содержит значительно меньше серы, чем более тяжелая фракция (от С₁₄ до С₂₀). Затем фракцию с высоким содержанием серы 4 подвергают способу, представленному на фиг. 2.

Дизельную фракцию с высоким содержанием серы, или дизельное сырье 21 смешивают с рецикловым высокосернистым кубовым остатком 41, как показано на фиг.2. Объединенный поток 22 поступает в адсорбер серы 43 либо прямоточным, либо противоточным образом. Адсорбер серы 43 состоит из подвижного слоя пористого угля (с большей частью пор в интервале от 10 до 100 А) с высокой площадью поверхности (приблизительно от 500 до 1500 м²/г). Дизельное топливо десульфурируют и выводят из адсорбера 43 в виде дизельного продукта с низким содержанием серы 23, который предстоит смешать с дизельной фракцией с низким содержанием серы 3 из фиг. 1. Движущийся поток угля 25 поступает в секцию очистки растворителем 44, в которую подается поток азота 27, обогащенный парами растворителя, и из которой выходит поток азота 28, в существенной степени не содержащий растворителя. Из секции очистки растворителем 44 уголь 26 (с неф3 тью) выходит в виде потока 26 и входит в нефтяной десорбер 45, где он соприкасается с жидким растворителем и выходит с десорбированной нефтью в виде потока 30. Смесь растворителя и нефти 30 направляется в дистиллятор 4 6 и разделяется на нижний поток 42 с высоким содержанием серы и верхний поток растворителя 35, который вновь возвращают в цикл в нефтяной десорбер в виде потока 29. Нижний рецикловый поток с высоким содержанием серы 41 можно вновь вернуть в цикл для смешивания с дизельным топливом в виде потока 22 для того, чтобы повысить содержание серы в сырье для адсорбера серы 43 и снизить количество нефти, уносимой с нижним потоком с высоким содержанием серы 42. Регенерированный уголь выходит из десорбера нефти в виде потока 31 и, поскольку он содержит растворитель, он входит в десорбер растворителя 47. Растворитель удаляют из угля при помощи потока азота 28, а смесь азота и растворителя 27 возвращают обратно в секцию очистки растворителем 44. Сухой регенерированный уголь покидает десорбер растворителя в виде потока 24 и возвращается в цикл в адсорбер серы 43. Процесс в целом осуществляют при давлениях, находящихся в интервале приблизительно 1-5 атмосфер.

Обычные рабочие температуры приведены ниже:

Адсорбер серы 43 25-5С°С

Секция очистки растворителем 46 25-50°С

Десорбер нефти 45 50-100°С

Десорбер растворителя 47 50-110°С

Растворители, используемые в сочетании согласно настоящему изобретению, включают в себя органические растворители, температуры кипения которых ниже, чем температура кипения нефтяного дистиллята, предназначенного для десульфурации.

В одном из вариантов воплощения настоящего изобретения нефтяной дистиллят представляет собой дизельное топливо с начальной температурой кипения приблизительно 150°С. Предпочтительным растворителем для десульфурации дизельного топлива является толуол. Другие приемлемые растворители включают в себя, но не ограничиваются ими, бензол, хлорсодержащие углеводороды, гексан и циклопентан. Однако по соображениям экологичности и токсичности выбор промышленно приемлемых растворителей может быть ограничен. Растворители выбирают, исходя из их способности удалять ароматические компоненты окисленной серы.

Способ в целом осуществляют в замкнутой системе без выбросов. Высокосернистый кубовый остаток может уносить с собой следы растворителя и его собирают в виде потока 48. Модификация грубой перегонки для разделения дизельного топлива на две указанные фракции 3 и 4 из фиг. 1 приводит примерно к 30%-ной экономии при десульфурации, поскольку десульфурировать предстоит меньший на 30% поток 4. Кроме того, исключительно мягкие условия способа десульфурации представляют собой экономически эффективную альтернативу гидродесульфурации.

Несмотря на то, что в следующих неограничивающих примерах в качестве источника серусодержащих дистиллятов используют дизельное топливо, настоящее изобретение можно применять к другим дистиллятам. Более того, в качестве предпочтительной конфигурации на фиг. 2 представлен подвижный слой катализатора, однако, можно также использовать циклические неподвижные слои, резервуары с перемешиванием. Следующие неограничивающие примеры предоставят читателю и специалистам в данной области лучшую оценку и понимание настоящего изобретения.

Примеры

Использованное дизельное топливо

Использованное дизельное топливо представляло собой газойль от 8ауЬо11 с 0,2% 8 (Όίβке1 №1), Ь-О, 2-62 сорта от Ьикой (Όίβκβΐ №2) и Ь-О, 5-62 сорта от Ьикой (01еке1 №3). Свойства этого топлива, предоставленного поставщиком, приведены в табл. 1.

Использованные материалы

В качестве адсорбентов использовали коммерчески доступные источники угля:

A. СагЬо-Тесй СМВН, АеНуекоЫе, Тур Ό52/4ΝΟχ.

B. Са1доп М1хеб ВРЬ 6x16 и РСВ 6x16.

C. ВагпеЬу апб 8и(сНГГе. тип С1, 8x16, Ьо!#1-31-1Т.

Ό. 81теш, 06-005С, Ьо!#135211-8

Е. СаЦоп. образец #3092-4-3 (уголь с высокой каталитической активностью).

Б. Са1доп, ВРЬ 6x16.

О. Са1доп, Б-400.

H. Са1доп, Са1 12x40.

I. Са1доп, СРО 12x40.

Прибор для определения серы

Анализатор серы в нефти НопЬа 8ЬБА-20.

Использованные образцы нефтяных дистиллятов

Ь|еке1 №1 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 1353 ч/млн при стандартном отклонении 18 ч/млн.

Ь|еке1 №2 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 1969 ч/млн при стандартном отклонении 12 ч/млн.

Ь|еке1 №3 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 2847 ч/млн при стандартном отклонении 26 ч/млн.

Пример 1. 01еке1 №3 в количестве 531,5 г с определенными 2850 ч/млн серы перегоняли в вакууме (при вакууме 28 мм рт. ст.), получая 6 фракций. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при °С
1	0,34	57	Собрано из паров путем конденсации при -2
2	9,97	465	172
3	10,47	719	136
4	10,54	1021	197
5	6,91	1304	240
6 (по измерению)	60,33	4201	Остатсчный дизель
6 (по вычитанию)	61,82	-	-

Таблица 1 Свойства дизельного топлива

Экспериментальное обозначение	^^е8е1 №1	^^е8е1 №2	^^е8е1 №3
Название	Газойль 0,2% 8	Сорт Ь-0,2-26	Ь-0,5-62
Поставщик	8ауЬоИ	ЬикоИ	Ьикой
Плотность (кг/л)	0,829	0,860	0,838
Содержание серы (мас.%)	0,13	0,19	0,50
Температура помутнения (°С)	-9	-3	-6
Температура закупоривания (°С) при холодном фильтровании	-20	-12	-14
Температура вспышки (°С)	61	65	65
Фракционный состав 1 т.кип. (°С)	165,6	отс (ΝΑ)	отс
50% выделения (°С)	252,5	279	277
95% выделения (°С)	342,0	отс	отс
96% выделения (°С)	не изм (ΝΜ)	360	354
Конечная т.кип. (°С)	354,5	отс	отс

Пример 2. Повторяли пример 1, используя 476,12 г Όίαοΐ №3, в котором определили 2850 ч/млн серы. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при (°С)
1	0,49	230	Ссобрано из паров путем конденсации при -2С
2	10,14	548	170
3	11,27	805	183
4	11,32	1103	195
5	4,21	1405	240
6 (по измерению)	61,69	4262	Остаточный дизель
6 (по вычитанию)	62,57	-	-

Пример 3. Остаточные дизельные фракции (№6) из примеров 1 и 2 объединяли и подвергали дальнейшей вакуумной перегонке, разделяя на 4 фракции. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при (°С)
1	9,09	2004	207
2	8,98	2310	211
3	3,94	2475	217
4	75,33	4780	Остаточный дизель
4 (по вычитанию)	77,99	-	-

Пример 4. Повторяли пример 1, используя 261,44 г Όίαοΐ №1, в котором определили 1353 ч/млн серы. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при (°С)
1	0,45	Не изм.	Собрано из паров путем конденсации при -2°С
2	19,88	582	164
3	24,17	828	193
4	20,88	1150	212
5	2,43	1418	223
6	29,19	2574	Остаточный дизель

Пример 5. Повторяли пример 1, используя 470,11 г Όίβδβΐ №1, в котором определили 1357 ч/млн серы. Собирали семь фракций. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при (°С)
1	0,83	379	Собрано из паров путем конденсации при -2°С
2	10,2	518	143
3	10,63	723	152
4	11,97	795	167
5	9,79	846	181
6	4,15	860	194
7	51,65	1987	Остаточный дизель

Пример 6. Повторяли пример 1, используя 818,69 г Όίβδβΐ №3, в котором определили 2850 ч/млн серы. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:

Фракция №	Мас.%	Сера (ч/млн)	Перегнано при (°С)
1	0,85	Не изм.
2	10,94	489	184
3	8,29	622	197
4	9,64	982	203
5	3,77	1123	207
6	66,50	3884	Остаточный дизель

Пример 7. Остаточный дизель (3884 ч/млн серы) из примера 6 в количестве 41,72 г помещали в каждый из 5 различных лабораторных стаканов. В каждый из этих 5 стаканов помещали десять грамм углей А, В, С, Ό и Е, соответственно. Определяли уровни серы в нефти в свободном состоянии и эти измерения представлены ниже:

	Оставшаяся сера (ч/млн)
Уголь	Спустя 4,3 ч	Спустя 24,1 ч
А	-	3904
В	-	3071
С	-	3065
ϋ	-	3134
Е	3572	3357

Пример 8. Неадсорбированное остаточное дизельное топливо декантировали с углей В, С, Ό и Е примера 7 и подвергали добавке угля в тем же соотношении, что и в примере 7. Результаты по оставшейся сере приведены ниже:

	Оставшаяся сера (ч/млн)
	Декантированное остаточное дизельное топливо	Добавленный уголь ^(г)	Спустя 2,5 ч	Спустя 23 ч
Уголь	^(г)
В	23,96	5,70	2699	2552
С	22,27	5,37	Не изм.	2553
ϋ	23,39	5,65	Не изм.	2586
Е	28,09	6,78	Не изм.	2792

Пример 9. Фракции с 1 по 5 из примера 6 объединяли так, чтобы получить загрузку №1 и загрузку №2 с определенной серой 768 ч/млн и

Ί

694 ч/млн, соответственно. Результаты по оставшейся сере приведены ниже:

	Оставшаяся сера (ч/млн)
	Спустя 18 ч	Спустя 41 ч
Загрузка №1	598	603
Загрузка №2	480	487

Пример 10. Большой образец Б|С5с1 №1 перегоняли, как в примере 1, получая 5 фракций и 1584 г остаточного дизеля. Фракции 1 и 2 объединяли, получая 440 г; фракции 3, 4 и 5 объединяли, получая 1018 г. В остаточном дизеле определяли 1992 ч/млн серы. 1584 г остаточного дизеля помещали в 4л стакан и добавляли приблизительно 396 г угля В. Спустя 72 ч содержание серы снижалось до 1330 ч/млн. Остаточный дизель фильтровали, получая 1313 г нефти, при этом 271 г нефти оставалось на угле. К 1313 г дизеля прибавляли приблизительно 326 г свежего угля В и оставляли эту суспензию стоять в течение 72 ч. Содержание серы снижалось до 980 ч/млн. Полученную суспензию фильтровали и выделяли 1096 г нефти. К этой нефти прибавляли 271 г угля Р и оставляли стоять еще в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 797 ч/млн. Эту суспензию фильтровали и выделяли 380 г нефти. К ней прибавляли 222 г угля С и оставляли стоять еще в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 635 ч/млн. Полученную суспензию фильтровали и выделяли 689 г нефти. К ней прибавляли 70 г угля С и 102 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 531 ч/млн. Эту конечную суспензию фильтровали, получая 554 г нефти.

Пример 11. В объединенных фракциях 3-5 из примера 10 (1018 г) определяли 773 ч/млн серы. Эту смесь помещали в стакан и прибавляли 252 г угля Р. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 612 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 829 г нефти. К этой суспензии добавляли 206 г угля Р. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 515 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 68 8 г нефти. К ней добавляли 171 г угля Ό. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 488 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 570 г нефти.

Пример 12. В объединенных фракциях 1 и 2 из примера 10 (440 г) определяли 449 ч/млн серы. Эту смесь смешивали с десульфурированной нефтью из примеров 10 и 11 в том же соотношении, что и первоначальные соотношения. Так, 554 г нефти из примера 10 смешивали с 378 г нефти из примера 11 и 151 г объединенных фракций 1 и 2, получая десульфурированное дизельное топливо, содержание серы составляло 480 ч/млн.

Пример 13. Независимый анализ десульфурированного дизельного топлива из примера 12 был проведен 8ауЬо11. Свойства первоначального Э|С5с1 №1 и десульфурированного Э|С5с1 №1 сопоставлены в табл. 2, из которой видно, что кроме пониженного содержания се ры, никакого иного существенного различия в свойствах не было.

Таблица 2. Сравнение свойств Э1е8е1 №1 и десульфурированного Э1е8е1 №1

			Результат
			десульфурированный ΟίβεεΙ

Тест

Метод

Единица □ίβδβ! №1 из примера 13 изм-ния

Удельная плотность при вспышки

Температура помутнения ΐ Температура

I закупоривания фильтровании при холодном

об/об выделено об/об выделено нам.

Температура

Перегонка об/об ί выделено

Пример 14. Б1е8е1 № 2 (сера - 1973 ч/млн) в количестве 182,4 г смешивали с 45,61 г угля Ό и оставляли смесь стоять в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 1339 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 155 г нефти. К ней прибавляли 38,7 г угля Ό. Содержание серы снижалось еще до 1034 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 132,3 г нефти. К ней прибавляли 33 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 845 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 113 г нефти. К ней прибавляли 28 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 704 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 95 г нефти. К ней прибавляли 23,8 г угля. Содержание серы снижалось до 585 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 77 г нефти. К ней прибавляли 19 г угля. Содержание серы снижалось до 498 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 67 г десульфурированного дизельного топлива, в котором определяли 498 ч/млн серы.

Пример 15. Отработанный уголь (с нефтью) в количестве 72 г [из примера 10, к нефти с

797 ч/млн серы добавляли уголь С], содержа9 щий определенные 33 г нефти, подвергли экстракции в сокслете с использованием толуола. Толуол (с экстрагированной нефтью) перегоняли для отделения нефти, которая составила 31,5 г и содержала 1261 ч/млн серы. Уголь сушили азотом при 120°С. Регенерированный уголь протестировали на эффективность десульфурации. Сорок один г регенерированного угля смешивали с 171 г О1е<е1 №3, содержащего 2835 ч/млн серы. Содержание серы снижалось до 1949 ч/млн за 24 ч. Таким образом, регенерированный уголь оказался более эффективным, чем первоначальный уголь.

Пример 16. Э|е5е1 №3 в количестве 50 мл, содержащий 2850 ч/млн серы, смешивали с 10 г угля С при 22°С и определяли содержание серы: как функцию времени. Результаты приведены ниже:

Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)

0,252594

0,52488

12292

22219

2227

Пример 17. Аналогично примеру 16, за исключением того, что использовали 20 г угля С. Результаты приведены ниже:

Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)

0,25 2033

0,5 1996

2002

1909

Пример 18. Аналогично примеру 16, за исключением того, что использовали О1е<е1 №3 и 30 г угля С. Результаты приведены ниже:

Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)

0,25 1555

0,5 1754

1,0

2,0

4,0

1747

1822

1720

Пример 19. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля Р. Результаты приведены ниже:

Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)

0,08

0,33

0,75

1,0

1,25

2384

2298

2037

1997

1835

1731

Пример 20. Аналогично примеру 18, за ис ключением того, что содержание серы определяли быстро. Результаты приведены ниже:

Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)

2408

2113

1882

Пример 21. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 20 г угля Н. Результаты приведены ниже:

Время(мин)

130

180

285

Оставшаяся сера (ч/млн)

2387

2223

2169

2084

1974

1976

1912

Пример 22. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 20 г угля I. Результаты приведены ниже:

Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)

52371

152259

402148

602002

105

210

1965

1929

Пример 23. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля I. Результаты приведены ниже:

Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)

52158

301880

601742

1301685

1801660

240

1652

Пример 24. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля Н. Результаты приведены ниже:

Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)

52120

301780

601751

120

1686

1801643

2401658

Пример 25. О1е<е1 №3 (2850 ч/млн серы) в количестве 50 г смешивали приблизительно с 20 г угля С. Суспензию перемешивали в течение 15 мин, фильтровали, выделяя 33 г дизеля, после чего содержание в нем серы снизилось приблизительно до 2201 ч/млн, а 17 г О1е<е1 №3 осталось внутри влажного угля (в пространстве между гранулами и внутри пор). Первоначальный Э|е5е1 №3 был желтого цвета, и выделенный Э|е5е1 №3 был желтым. Через влажный уголь проливали пятьдесят (50) г гексана и с угля сходил 41 г гексанового смыва, при этом 9 г оставалось на угле. Гексановый смыв был прозрачным, не желтым, и содержал приблизительно 422 ч/млн серы. После этого через влажный уголь, обработанный гексаном, как описано выше, пропускали пятьдесят (50) г толуола. С угля сходило сорок три (43) г толуольного смыва, при этом 7 г оставалось на угле. Смыв растворителя был желтым и содержал 291 ч/млн серы. Этот пример показывает, что более полярный и ароматический растворитель, такой, как толуол, в противоположность гексану, извлекает из угля хромагенные вещества, которые, в действительности, и придают дизельному топливу желтый цвет, тогда как гексан не способен извлекать эти вещества.

Пример 26. Повторяли пример 25, за исключением того, что уголь Р заменяли углем С. Масса дизельного топлива, выделенного с угля, составляла 36 г. В нем содержалось 2374 ч/млн серы и оно имело желтую окраску. Гексановый смыв весил 41 г, он был бесцветным и содержал 266 ч/млн серы. Толуольный смыв весил 45 г, он был светло-желтым и содержал 218 ч/млн серы.

Пример 27. Готовили набивную колонку с восходящим потоком, содержащую около 2200 см³ (1238 г) угля С. Колонка представляла собой трубку из нержавеющей стали 2,5 дюмов х 36 дюймов высоты. При необходимости к колонке подводили внешний регулируемый источник тепла для регулирования температуры слоя. Поток дизеля в колонку устанавливали при 17,2 см³/мин. Тестировали ряд образцов дизельного топлива.

Через колонку при 30°С пропускали дизельное топливо с бензозаправочной станции, содержащее 483 ч/млн серы. По мере прохождения топлива температура повышалась до 68°С вследствие адсорбции. Как только волна адсорбции была перейдена, температура вновь упала до 30°С. Четыре образца десульфурированного дизеля собирали в порции по 200 см³, представленные ниже:

Сера (ч/млн)

Порция 160

Порция 279

Порция 3129

Порция 4117

Таким образом, содержание серы снижалось с 483 ч/млн до 60-129 ч/млн для первых 800 мл топлива, прошедшего через колонку, примерно за 45 мин.

Пример 28. Колонку с восходящим потоком набивали так же, как в примере 27. В дизельное топливо с бензозаправочной станции вводили дибензотиофен и тианафтен, чтобы получить топливо с содержанием серы 2863 ч/млн. Это топливо пропускали через колонку при 17,2 см³/мин так же, как и в примере 27. В результате адсорбции температура повышалась до 68°С и затем снижалась до 30°С по мере прохождения волны через колонку. Собирали десять образцов в порции по 230 см³. Содержание серы в этих порциях и в собранном смыве с колонки приведено ниже.

	Сера (ч/млн)
Порция 1	100
Порция 2	347
Порция 3	580
Порция 4	903
Порция 5	1145
Порция 6	1390
Порция 7	1630
Порция 8	1762
Порция 9	1930
Порция 10	1958
Смыв с колонки	2731

Из этого примера видно, что содержание серы в первых четырех порциях (690 см³) при их объединении составило бы менее 500 ч/млн, а содержание серы в последних шести порциях (1610 см³) при их объединении с частью смыва с колонки составило бы менее 2000 ч/млн, исходя из дизельного топлива, содержащего 2863 ч/млн серы.

Пример 29. Первые четыре порции из примера 28 объединяли и обозначали как образец В. Последние шесть порций из примера 28 объединяли с 610 мл смыва с колонки и обозначали как образец С. Каждую смесь и исходное дизельное топливо (обозначенное как образец А) посылали 8ауЬо11 для определения серы и прочих технических требований к дизельному топливу. Эти результаты представлены в табл. 3. Эти результаты показывают, что снижение содержания серы было таким же, как в примере 28. Цетановый индекс продукта улучшился, что указывает на удаление ароматики. Прочие технические требования существенно не изменились.

Таблица 3

Сравнение свойств исходного дизельного топлива (образец А) и двух дизельных продуктов (образцы В и С] из примера 28

Тест	А5ТМ метод	Результат
	образец А	образец В	образец С
Плотность, АР1 при 60°С	ϋ-1298	33,3	38,1	34,8
. Температура вспышки, Релвку мартены, °Р	ϋ-93	145	141	Ϊ47
: Температура помутнения °С/°Е	0-2500	-12/10	-13/9	-11/12
Температура застывания. °С/°Е	0-97	-21/-6	-18/0	-15/5
Сера, РСА, масс.%	ϋ-4294	0,278	0,045	0,185
Вода и отстой (об.%)	0-2709	0,05	0,0	0,05
Цетановый индекс	0-4737	43,9	52.7	46.6
Перегонка. 1Т.КИП (°Е)	0-86	358	354	357
Выделено, 10% (°Е)		419	412	418
50% (°Е)		520	513	517
90% (Т)		611	612	612
Конечная точка (°Е)		678	672	674
Выделение, об.%		98.5	98,5	98,5
Потеря, об.%		1.4	1,4	1.4
		0,1	0,1	0,1

Пример 30. Сульфидированную колонку из примера 27 регенерировали при помощи восходящего потока толуола (13 см³/мин) в течение двух часов при 75°С. Содержание серы в толуольном продукте и толуольном смыве с колонки указывало на то, что выделение серы с колонки составило 73%. После промывки толуолом колонку продували азотом в течение двух часов при 100°С.

Пример 31. Частично регенерированную колонку из примера 30 протестировали на восстановление десульфурирующей эффективности. Образец дизельного топлива (Э|С5с1 №2, табл. 1), содержащего 1998 ч/млн серы, пропускали через колонку в условиях, аналогичных примеру 27. Собирали семь порций по 200 см³ и смыв с колонки и определяли в них следующее содержание серы:

	Сера (ч/млн)
Порция 1	462
Порция 2	558
Порция 3	726
Порция 4	881
Порция 5	962
Порция 6	1084
Порция 7	1152
Смыв с колонки	1676

Таким образом, содержание серы снижалось с 1998 ч/млн до 462 ч/млн, что указывает на частичную регенерацию колонки толуолом.

Пример 32. Колонку из примера 31 регенерировали вновь, как в примере 30, толуолом, с последующей продувкой азотом. Определение серы в толуольном эффлюенте и смыве с колонки показало, что с колонки было выделено 86% серы.

Пример 33. Частично регенерированную колонку из примера 32 протестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 526 ч/млн серы, в условиях, аналогичных примеру 27. Первый 250-мл эффлюент содержал 413 ч/млн, а смыв с колонки содержал 506 ч/млн серы. В примерах 31 и 33 указано, что после регенераций уровень удаления серы составлял примерно 500 ч/млн. Это предполагало модификацию методики регенерации.

Пример 34. Колонку из примера 33 регенерировали, как в примере 30, толуолом, однако, продувку азотом проводили при более высокой температуре 115°С.

Пример 35. Частично регенерированную колонку из примера 34 вновь тестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 526 ч/млн серы, в условиях, аналогичных примеру 27. В первых 280 мл и следующих 125 мл эффлюентах образцов обнаружили лишь 300 ч/млн серы в противоположность 413 ч/млн в примере 33, а в смыве с колонки обнаружили 440 ч/млн, в противоположность 506 ч/млн серы в примере 33. Это предполагает, что температура продувки Ν₂, большая на 15°С, улучшает эффективность регенерации колонки.

Пример 36. Колонку из примера 35 регенерировали, как в примере 34. Частично регенерированную колонку протестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 534 ч/млн серы, таким же образом, как и в примере 27, за исключением того, что колонку поддерживали при 70°С, в отличие от 30°С, как в примере 27. Из эффлюента собирали в общем 12 образцов продукта и смыв колонки, показанные ниже.

	Количество (г)	Сера (ч/млн)
Образец 1	178	276
Образец 2	184	294
Образец 3	171	255
Образец 4	173	299
Образец 5	178	316
Образец 6	178	325
Образец 7	177	350
Образец 8	174	357

Образец 9	175	356
Образец 10	186	346
Образец 11	191	338
Образец 12	179	392
Смыв с колонки	795	480

Из этого примера видно, что эффективность десульфурации повышается при 70°С, поскольку серу в существенной степени удаляют до значения, меньшего 350 ч/млн, от 534 ч/млн для первых семи отборов.

Пример 37. Колонку из примера 36 снова
регенерировали, как в	примере 35 и вводили в
нее дизельное сырье,	содержащее	485 ч/млн
серы тем же образом, что и в примере 27, за ис-
ключением того, что	температура	составляла
63°С, а поток снижали с 17,2 мл/мин до 6,3
мл/мин. Из эффлюента собирали в	общем 12
образцов продукта и смыв колонки,	показанные
ниже.
	Количество (г)	Сера (ч/млн)
Образец 1	129	249
Образец 2	117	277
Образец 3	116	261
Образец 4	121	260
Образец 5	123	263
Образец 6	123	278
Образец 7	120	288
Образец 8	131	322
Образец 9	123	293
Образец 10	120	317
Образец 11	121	284
Образец 12	128	354
Смыв с колонки	711	468

Из этого примера видно, что предельное повышение эффективности десульфурации происходит тогда, когда поток уменьшают с 17,2 мл/мин до 6,2 мл/мин. Содержание серы снижается с 485 ч/млн до значений ниже 350 ч/млн в 11 из первых 12 эффлюентов.

В настоящем изобретении предоставлен простой мягкий, высокоэффективный и недорогой способ десульфурации, в котором используются легкодоступные, долговечные и недорогие активированные угли (угли, пропитанные катализатором). Способ десульфурации, осуществленный в соответствии с указаниями настоящего изобретения, предоставляет следующие технические преимущества по сравнению со способами, известными в настоящее время в данной области техники:

1. Первоначальное разделение сырых нефтяных дистиллятов на фракции с низким и высоким содержанием серы уменьшает объем дистиллятов, подлежащих обработке, существенно снижая, таким образом, затраты.

2. Конечное содержание окисленной серы в продукте нефтяного дистиллята можно регулировать при помощи несмешивающегося растворителя, который селективно удаляет окисленные ароматические соединения серы, и контроля числа рециркуляции этого дистиллята через свежий регенерированный уголь.

3. Способ десульфурации мягкий и эффективный.

4. Можно осуществлять селективную регенерацию угля при использовании разных растворителей.

5. На качество дизельного топлива не оказывается вредного воздействия.

6. При повторном подвергании воздействию свежего регенерированного угля получают очень высокосернистый кубовый продукт малого объема, повышая, таким образом, выходы топлива и уменьшая отходы.

Обычному специалисту в данной области будет понятно, что в данном изобретении можно произвести много изменений и модификаций, не выходя за рамки прилагаемой формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ удаления соединений серы из соединений нефти, включающий стадии разделения указанных соединений нефти на первую фракцию с низким содержанием серы и первую с высоким содержанием серы фракцию;

взаимодействия указанной первой фракции с высоким содержанием серы по меньшей мере с одним окисляющим агентом;

контактирования указанной первой фракции с высоким содержанием серы по меньшей мере с одним активированным углем, способным адсорбировать указанные соединения серы, что приводит к образованию второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы;

рециркуляции по меньшей мере одного активированного угля при помощи по меньшей мере одного растворителя и по меньшей мере одного газа; и выделения указанных соединений нефти, из которых удалены указанные соединения серы.
2. Способ по п.1, где выбор указанного по меньшей мере одного растворителя основан на селективности указанного растворителя при удалении ароматических сернистых компонентов.
3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадии контактирования указанных вторых фракций с высоким содержанием серы с указанным по меньшей мере одним активированным углем и повторяющейся рециркуляции указанных вторых фракций с высоким содержанием серы через указанный по меньшей мере один активированный уголь до тех пор, пока уровень содержания указанной серы в указанном соединении нефти не станет меньше, чем приблизительно 500 ч./млн.
4. Способ по п.1, где указанные растворители выбирают из группы, состоящей из толуола, бензола, хлорсодержащих углеводородов, гексана и циклопентана.
5. Способ по п.1, где указанный газ представляет собой азот.
6. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при температуре по меньшей мере 20°С.
7. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при температуре в интервале приблизительно от 20 до 150°С.
8. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при давлении в интервале приблизительно от 1 до 5 атм.
9. Способ по п.1, где указанное соединение нефти выбирают из группы, состоящей из бензина, нафты, керосина, дизельного топлива, мазута и сырой нефти.
10. Способ по п.1, где указанные окисляющие агенты выбирают из группы, состоящей из воздуха, кислорода и перекиси водорода.
11. Способ по п.1, где указанные активированные угли организованы в конфигурацию, выбранную из группы, состоящей из подвижных слоев, неподвижных слоев, циклических неподвижных слоев и резервуаров с перемешиванием.
12. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют площадь поверхности по меньшей мере 500 м²/г.
13. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют площадь поверхности приблизительно от 500 до 2000 м²/г.
14. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют размер пор в интервале от 10 до 100 А.
15. Способ удаления соединений серы из соединений нефти, включающий стадии разделения указанных соединений нефти на первую фракцию с низким содержанием серы и первую фракцию с высоким содержанием серы;

взаимодействия указанной первой фракции с высоким содержанием серы с окисляющими агентами;

контактирования указанной первой фракции с высоким содержанием серы с активированными углями, способными адсорбировать указанные соединения серы, с образованием второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы;

элюирования указанных адсорбированных соединений серы с указанными активированными углями;

удаления указанных адсорбированных соединений серы из указанных растворителей и регенерации указанных активированных углей с помощью газа.
16. Способ по п.15, дополнительно включающий контактирование указанного элюанта с адсорбированными соединениями серы с указанными активированными углями.

по меньшей мере один активированный уголь, способный адсорбировать соединения серы, что приводит, таким образом, к образованию второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы.

19. Система по п.17, где указанный контур, содержащий растворитель, включает в себя, кроме того по меньшей мере один растворитель, элюирующий адсорбированные соединения серы с указанных активированных углей.
17. Система для удаления соединений серы из соединений нефти, включающая в себя перегонный аппарат, в котором указанные соединения нефти разделяют на первую фракцию с низким содержанием серы и первую фракцию с высоким содержанием серы;

по меньшей мере один контур, содержащий уголь и по меньшей мере один контур, содержащий растворитель.
18. Система по п.17, где по меньшей мере один угольный контур дополнительно включает

Прочие более легкие фракции (2) Грубая перегонна и окисление

Дизельная фракция с низким содержанием серы (3) (4) Дизельная фракция с | высоним содержанием серы

Прочие {5} фракции