EA011428B1 - Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии - Google Patents

Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии Download PDF

Info

Publication number
EA011428B1
EA011428B1 EA200700591A EA200700591A EA011428B1 EA 011428 B1 EA011428 B1 EA 011428B1 EA 200700591 A EA200700591 A EA 200700591A EA 200700591 A EA200700591 A EA 200700591A EA 011428 B1 EA011428 B1 EA 011428B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
range
catalytic composition
composition according
group
suspension
Prior art date
Application number
EA200700591A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700591A1 (ru
Inventor
Каидонг Чен
Брюс Э. Рейнолдс
Original Assignee
Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. filed Critical Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Publication of EA200700591A1 publication Critical patent/EA200700591A1/ru
Publication of EA011428B1 publication Critical patent/EA011428B1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/10Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles
    • C10G49/12Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04Sulfides
    • B01J27/047Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B01J27/049Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium with iron group metals or platinum group metals
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04Sulfides
    • B01J27/047Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B01J27/051Molybdenum
    • B01J27/0515Molybdenum with iron group metals or platinum group metals
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J31/00Catalysts comprising hydrides, coordination complexes or organic compounds
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/20Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state
    • B01J35/27Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state in a liquid or molten state
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/20Sulfiding
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07FACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
    • C07F11/00Compounds containing elements of Groups 6 or 16 of the Periodic Table
    • C07F11/005Compounds containing elements of Groups 6 or 16 of the Periodic Table compounds without a metal-carbon linkage
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07FACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
    • C07F15/00Compounds containing elements of Groups 8, 9, 10 or 18 of the Periodic Table
    • C07F15/04Nickel compounds
    • C07F15/045Nickel compounds without a metal-carbon linkage
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/16Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • C10G49/04Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing nickel, cobalt, chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1003Waste materials
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1022Fischer-Tropsch products
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1033Oil well production fluids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1074Vacuum distillates
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/207Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/70Catalyst aspects
    • C10G2300/703Activation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S502/00Catalyst, solid sorbent, or support therefor: product or process of making
    • Y10S502/515Specific contaminant removal
    • Y10S502/517Sulfur or sulfur compound removal
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]

Landscapes

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

Abstract

Настоящее изобретение направлено на получение каталитической композиции в виде суспензии. Каталитическая композиция в виде суспензии получена в результате последовательности стадий, включающих в себя смешивание оксида металла VIB группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси и сульфидирование смеси с образованием суспензии. Затем коллоидную суспензию активируют с соединением металла VIII группы. Последующие стадии включают в себя смешивание суспензии с углеводородным маслом и объединение полученной в результате смеси с газом водорода (в условиях, при которых сохраняется вода в жидкой фазе) с формированием при этом активной каталитической композиции.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к получению каталитической композиции в виде суспензии, пригодной для обработки тяжелой нефти. Такие сорта нефти характеризуются низкими отношениями водорода к углероду и высокими содержаниями углеродистых остатков, асфальтенов, азота, серы и металлов.
Уровень техники
Каталитические композиции в виде суспензии и устройства для их получения известны квалифицированным специалистам в данной области техники. Некоторые примеры рассмотрены ниже.
В патенте США № 4710486 раскрыт способ получения катализатора на основе диспергированного сульфида металла У1В группы для осуществления гидрообработки углеводородного масла. Стадии способа получения включают в себя взаимодействие водного раствора аммиака и соединения металла УГВ группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, с получением водорастворимого, кислородсодержащего соединения, такого как молибдат или вольфрамат аммония.
В патенте США № 4970190 раскрыт способ получения катализатора на основе диспергированного сульфида металла УГВ группы для использования при гидрообработке углеводородного масла. Указанный катализатор промотируют металлом УШ группы. Стадии способа получения включают в себя растворение соединения металла УГВ группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, при добавлении аммиака для получения водорастворимого соединения, такого как водный молибдат аммония или вольфрамат аммония.
В патентах США № 5164075 и № 5484755 (последний патент включен в качестве ссылки) раскрыты способы получения высокоактивных катализаторов в виде суспензии на основе соединений металлов УГВ группы для гидрообработки тяжелых углеводородных масел. Водную смесь соединения металла сульфидизируют так, чтобы на фунт металла УГВ группы приходилось от примерно более чем 8 до примерно 14 ст.куб.футов сернистого водорода. В указанных патентах продемонстрирован способ образования предшественника катализатора в виде суспензии и его добавления в подаваемую тяжелую нефть с целью образования активного катализатора. В указанных патентах, однако, не установлено ни критическое значение вязкости нефти при образовании высокоактивной каталитической композиции, ни важность сохраняющейся воды в жидкой фазе на решающей стадии протекания реакции.
В изобретениях, раскрытых в патентах США № 5164075 и № 5484755, неудавшиеся попытки получить нефтяную и водную эмульсию или фазу в виде суспензии привели в результате к неактивному катализатору или катализатору, имеющему низкую активность.
Настоящая заявка на изобретение раскрывает новую каталитическую композицию в виде суспензии, являющуюся высокоактивной композицией. Эта отмеченная активность достигнута в результате получения катализатора при использовании способа, в котором применяют одно углеводородное масло (предпочтительно вакуумный газойль), имеющее подходящий диапазон вязкости при 212°Р.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на получение высокоактивной каталитической композиции, которая применима для обработки тяжелых углеводородных масел. Катализатор получают с помощью последовательных стадий, приводящих в результате к каталитической композиции, применимой для гидропереработки тяжелых нефтей, при этом композицию получают с помощью:
(a) смешивания оксида металла УГВ группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла УГ группы;
(b) сульфидирования в первичном реакторе водной смеси со стадии (а) газом, включающим в себя сернистый водород в количестве более чем 8 8СР (ст. куб. футов) сернистого водорода на фунт металла УГВ группы, с получением суспензии;
(c) промотирования суспензии соединением металла УГГГ группы;
(б) смешивания суспензии со стадии (с) с углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 212°Р с образованием смеси X;
(е) объединения смеси X с газообразным водородом во второй реакционной зоне в условиях, при которых сохраняется вода в смеси X в жидкой фазе, таким образом получая активную каталитическую композицию, которую добавляют к жидкому углеводороду; и (Г) извлечения активной каталитической композиции.
Указанная новая высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии может храниться в активном и концентрированном состояниях. Каталитическая композиция может быть непосредственно введена в любую известную тяжелую нефть или мазут, при этом улучшая способы при соблюдении существующих условий протекания указанных способов. Катализатор может улучшить качество наиболее высоковязкого углеродистого и/или высокопарафинистого сырья как без разбавления, так и с разбавлением сырья.
Краткое описание фигуры
На прилагаемой фигуре изображены стадии, осуществляемые при получении каталитической композиции.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к новой высокоактивной каталитической композиции в виде суспензии, образованной в результате объединения суспензии, включающей в себя металлы группы УГВ и УГГГ, и углеводородного масла, имеющей вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при
- 1 011428
212°Е. Предпочтительный диапазон вязкости углеводородного масла находится в пределах по меньшей мере от примерно 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 212°Е до 15 сСт (или 77,9 с Сейболта) при 212°Е.
На фигуре изображены стадии, осуществляемые в способе согласно настоящему изобретению. Активную каталитическую композицию в виде суспензии получают смешением потока из технологической линии 5, содержащей оксид металла νίΒ группы, такой как вольфрам или молибден, и технологической линии 7, содержащей водный раствор аммиака, в зоне смешивания 10. Температура в зоне смешивания находится обычно в диапазоне от примерно 80 до примерно 200°Т, предпочтительно от примерно 100 до примерно 150°Т и наиболее предпочтительно от примерно 110 до примерно 120°Т. Давление в зоне смешивания 10 составляет обычно от примерно атмосферного давления до примерно 100 фунтов на кв.дюйм, предпочтительно от примерно 5 до примерно 35 фунтов на кв. дюйм и наиболее предпочтительно от примерно 10 до примерно 35 фунтов на кв.дюйм. Оксид металла νίΒ группы растворяют в воде, содержащей аммиак. Количество добавляемого аммиака основывается на значении отношения ΝΗ3 к оксиду металла νίΒ группы в фунтах/фунт и обычно находится в диапазоне от 0,1 до примерно 1,0 фунта/фунт, предпочтительно от примерно 0,15 до примерно 0,5 фунта/фунт и наиболее предпочтительно от примерно 0,2 до примерно 0,3 фунта/фунт. Растворенный оксид металла в водном растворе аммиака перемещают по технологической линии 15 к первой реакционной зоне.
Количество сернистого водорода (из технологической линии 9), добавляемого в реакционную зону 20, основывается на значении отношения Η2δ к оксиду металла νίΒ группы в стандартных кубических футах/фунт (8СЕ/1Ь§) и обычно находится в диапазоне от 4,0 до примерно 20 8СЕ/1Ь§, предпочтительно от примерно 8,0 до примерно 18 8СЕ/1Ь§ и наиболее предпочтительно от примерно 12 до 14 8СЕ/1Ь§. Время протекания реакции в первой реакционной зоне находится в диапазоне примерно от 1 до 10 ч, предпочтительно от 3 до 8 ч и наиболее предпочтительно от примерно 4 до 6 ч на фунт оксида металла νίΒ группы. Условия протекания реакции включают в себя температуру в диапазоне от 80 к 200°Р, предпочтительно в диапазоне от 100 к 180°Р и наиболее предпочтительно в диапазоне от 130 к 160°Р. Давление находится в диапазоне от 100 до 3000 фунтов/кв.дюйм, предпочтительно в диапазоне от 200 до 1000 фунтов/кв.дюйм и наиболее предпочтительно от 300 до 500 фунтов/кв.дюйм. Полученная в результате суспензия является предшественником катализатора, представляющим собой водную фазу в виде суспензии.
Полученную в результате коллоидную суспензию объединяют с соединением металла νΐΙΙ группы, таким как никель или кобальт, как раскрыто в патенте США № 5484755. С целью улучшения способности к деазотированию активного катализатора в виде суспензии согласно настоящему изобретению, предпочтительно, чтобы соединение металла νΙΙΙ группы было добавлено к суспензии перед смешиванием суспензии с подаваемым маслом и газом, содержащим водородом, при повышенных температуре и давлении. В качестве примера таких металлов νΙΙΙ группы выбраны никель и кобальт. Предпочтительно, что массовое соотношение никеля или кобальта к молибдену находится в диапазоне от примерно 1: 100 до примерно 1:2. Более предпочтительно, что массовое соотношение никеля к молибдену находится в диапазоне от примерно 1:25 до 1:10, то есть соотношение промотор/молибден составляет 4-10 мас.%. Металл νΐΙΙ группы, такой как выбранный в качестве примера никель, обычно добавляют в форме сульфата и предпочтительно добавляют к суспензии после сульфилирования при рН примерно 10 или менее и предпочтительно при рН примерно 8 или менее. Нитраты, карбонаты или другие соединения νΙΙΙ группы также могут быть использованы. Ввиду высокой активности катализатора в виде суспензии согласно настоящему изобретению, очень выгодна дальнейшая активация с помощью соединений металла νΙΙΙ группы.
Коллоидную суспензию, содержащую металл νΙΙΙ группы в качестве активатора, перемещают посредством технологической линии 25 в зону смешивания 30. В зоне смешивания 30 используется инертная атмосфера, которая может включать в себя азот, газ нефтеперегонного завода, или любой другой газ с небольшим содержанием кислорода, или газ, не содержащий кислород. Коллоидную суспензию и углеводородное масло (из технологической линии 11), такое как νΟΟ, непрерывно смешивают в условиях высоких сдвиговых усилий для сохранения гомогенной суспензии в смесителе 30. Смешивание в условиях высоких сдвиговых усилий охватывает диапазон от 100 до 1600 об./мин. Предпочтительно скорость смешивания составляет более чем 500 об./мин и наиболее предпочтительно более чем 1500 об./мин.
Углеводородное масло имеет кинетическую вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 212°Р. Кинетическая вязкость может обычно располагаться в диапазоне от примерно 2 сСт (32,8 с Сейболта) при 212°Р до примерно 15 сСт (77,9 с Сейболта) при 212°Р, предпочтительно от примерно 4 сСт (39,5 с Сейболта) при 212°Р до примерно 10 сСт (59,2 с Сейболта) при 212°Р и наиболее предпочтительно от примерно 5 сСт (42,7 с Сейболта) при 212°Р до примерно 8 сСт (52,4 с Сейболта) при 212°Р. Углеводородное масло приводит к первичной трансформации предшественника катализатора, имеющего водную основу, в предшественник катализатора на масляной основе. Отношение оксида металла νΙΒ группы к маслу составляет по меньшей мере менее чем 1,0, предпочтительно менее чем 0,5 и более предпочтительно менее чем 0,1. Если кинетическая вязкость масла меньше примерно 2 сСт (32,8 с Сейболта) при 212°Е или больше примерно 15 сСт (77,9 с Сейболта) при 212°Е, то первичная трансформация предшественника катализатора в результате приведет к агломерации частиц катализатора или, в противоположном случае, к отсутствию смешивания. Указанная смесь обозначена в формуле изобретения в качестве смеси X.
- 2 011428
Вещество из зоны смешивания 30 (смесь X) перемещается в реакционную зону 40 по технологической линии 35. Водород непрерывно добавляется в зоне перемешивания реакционной смеси 40, и высокоинтенсивное сдвиговое перемешивание используют в реакционной зоне 40 для сохранения гомогенной суспензии. Водород добавляется под низким давлением перед поступлением (смеси) в реактор 40 и под высоким давлением после выхода (смеси) из реактора 40. Это сделано с целью сохранения воды в жидкой фазе в реакторе 40, превращение воды в паровую фазу осуществляют после выхода (смеси) из реактора 40 с целью испарения воды. Когда используется низкая скорость поступления Н2 в реакторе 40, вода все еще находится в жидкой фазе. После выхода из реактора 40 добавляют большие количества Н2, так что вода превращается в паровую фазу, что позволяет ее отделять от масляной суспензии в сепараторе высокого давления. Технологические условия протекания реакции в реакторе 40 являются особенно важными для образования катализатора на заключительной стадии. В жидкой фазе вода в смеси должна быть сохранена.
Температура в реакционной зоне 40 обычно находится в диапазоне от примерно 300 до 600°Р, предпочтительно от примерно 350 до примерно 500°Р и наиболее предпочтительно от примерно 350 до примерно 450°Р. Давление в реакционной зоне 40 обычно находится в диапазоне от примерно 100 до примерно 3000 фунтов/кв.дюйм, предпочтительно от примерно 200 до примерно 1000 фунтов/кв.дюйм и наиболее предпочтительно от примерно 300 до примерно 500 фунтов/кв.дюйм. Поток водорода в реакционную зону 40 обычно находится в диапазоне от примерно 300 8СЕВ (стандартных кубических футов на баррель) до примерно 2000 8СЕВ, предпочтительно от примерно 300 до примерно 1000 8СРВ и наиболее предпочтительно от примерно 300 до примерно 500 8СРВ. Время протекания реакции в реакционной зоне 40 находится в области от примерно 10 мин до 5 ч, предпочтительно от 30 мин до 3 ч и наиболее предпочтительно примерно от 1 до 1,5 ч. Полученная в результате коллоидная суспензия представляет собой активную каталитическую композицию в смеси с углеводородным маслом.
Смесь в виде суспензии передается через технологическую линию 55 на сепаратор высокого давления 50. Большее количество водорода добавляют на технологической линии 55, так что вода превращается в паровую фазу. Паровая фаза затем может быть отделена от масляной суспензии в сепараторе высокого давления.
Сепаратор высокого давления работает в диапазоне от 300 до 700°Р. Газы и воду удаляют сверху через технологическую линию 45 и пропускают через трехфазный сепаратор. Активная каталитическая композиция передается через технологическую линию 65 в резервуар-хранилище 60. Активную каталитическую композицию непрерывно перемешивают в резервуаре-хранилище 60 для поддержания гомогенной суспензии в атмосфере водорода с небольшим содержанием кислорода или атмосфере, не содержащей кислород. Таким образом, поддерживаются активность и стабильность катализатора.
Каталитическая композиция применима для улучшения качества углеродсодержащего сырья подачи, которое включает в себя атмосферные газойли, вакуумные газойли, деасфальтированные нефти, олефины, нефти, полученные из битуминозного песка или асфальта, нефти, полученные из каменноугольных, тяжелых сырых нефтей, синтетические нефти, полученные по технологии Фишера-Тропша, и нефти, полученные из переработанных нефтяных отходов и полимеров. Каталитическая композиция применима, но не ограничена усовершенствованием гидрогенизационных технологий, таких как термический гидрокрекинг, гидроочистка, гидродесульфуризация, гидроденитрация и гидродеметаллизация.
Примеры
Пример 1. Приготовление катализатора.
540 г МоО3 смешивают с 79 г ΝΗ3 и 2381 г Н2О с образованием раствора общей массой 3000 г. Затем раствор вступает в реакцию взаимодействия с 10,71 8СР Η2δ с помощью пропускания газовой смеси 20% Η2δ в Н2 в растворе при сильном перемешивании. Температура реактора равна 150°Р, и общее давление составляет 400 фунтов/кв.дюйм при времени протекания реакции 4 ч. После окончания реакции 460 г раствора Νί8Θ4, который содержит 36 г никеля, добавляют к полученной выше суспензии. Полученную смесь суспензии затем смешивают с 8000 г вакуумного газойля при 100°Р. Вязкость УСО составляла 5 сСт при 212°Р. Полученную в результате смесь затем закачивают непрерывно в проточный корпусной реактор непрерывного действия (в полностью перемешивающий проточный реактор) совместно с Н2. Скорость поступления газа Н2 составляет 300 8СР/В. Давление в реакторе равно 400 фунтов/кв.дюйм, и температура реактора равна 400°Р, а полное время реакции - 1 ч. Продукты реакции смешивают с большим количеством Н2, поступающим со скоростью 1500 8СР/В, и затем направляют в сепаратор, работающий в условиях высоких температур и давления, в котором поддерживают давление 400 фунтов/кв.дюйм, а температуру 500°Р для отделения газа и жидкой суспензии. Полученная жидкая коллоидная суспензия содержит высокоактивный каталитический компонент.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Каталитическая композиция, подходящая для гидропереработки тяжелой нефти, которую получают с помощью:
    (а) смешивания оксида металла У1В группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла У1 группы;
    - 3 011428 (b) сульфидирования в первичном реакторе водной смеси со стадии (а) газом, включающим в себя сернистый водород в количестве более чем 8 8СЕ сернистого водорода на фунт металла νίΒ группы, с формированием суспензии;
    (c) промотирования суспензии соединением металла VIII группы;
    (й) смешивания суспензии со стадии (с) с углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 сСт при 212°Е, с образованием смеси X;
    (е) объединения смеси X с газообразным водородом во второй реакционной зоне в условиях, при которых сохраняется вода в смеси X в жидкой фазе, таким образом формируя активную каталитическую композицию, которую добавляют к углеводородному маслу со стадии (й); и (I) отделения активной каталитической композиции.
  2. 2. Каталитическая композиция по п.1, в которой условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 80 до примерно 200°Е, а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 100 до примерно 3000 фунтов/кв.дюйм.
  3. 3. Каталитическая композиция по п.2, в которой условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 100 до примерно 180°Е, а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 200 до примерно 1000 фунтов/кв.дюйм.
  4. 4. Каталитическая композиция по п.3, в которой условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 130 до примерно 160°Е, а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 300 до примерно 500 фунтов/кв.дюйм.
  5. 5. Каталитическая композиция по п.1, в которой вязкость углеводородного масла находится в диапазоне от по меньшей мере примерно от 2 сСт при 212°Е до примерно 15 сСт при 212°Е.
  6. 6. Каталитическая композиция по п.1, в которой соединение металла VIII группы со стадии (с) выбрано из группы, состоящей из сульфатов никеля и сульфатов кобальта.
  7. 7. Каталитическая композиция по п.1, в которой смешивание компонентов происходит в условиях высоких сдвиговых усилий в диапазоне от 100 до 1600 об./мин.
  8. 8. Каталитическая композиция по п.6, в которой массовое соотношение никеля или кобальта к молибдену находится в диапазоне от 1:100 до примерно 1:2.
  9. 9. Каталитическая композиция по п.1, в которой отношение оксида металла νΣΒ группы к маслу составляет по меньшей мере менее чем 1,0, предпочтительно менее чем 0,5 и более предпочтительно менее чем 0,1.
  10. 10. Каталитическая композиция по п.1, в которой углеводородное масло является вакуумным газойлем.
  11. 11. Каталитическая композиция по п.1, в которой условия протекания реакции во второй реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 350 до примерно 600°Е, а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 100 до примерно 3000 фунтов/кв.дюйм.
  12. 12. Каталитическая композиция по п.11, в которой условия протекания реакции во второй реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 350 до примерно 600°Е, а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 200 до примерно 1000 фунтов/кв.дюйм.
  13. 13. Композиция по п.12, в которой водород непрерывно добавляют во вторую реакционную зону, а смешивание в условиях высоких сдвиговых усилий используют для сохранения гомогенной суспензии.
  14. 14. Каталитическая композиция по п.1, которую извлекают с помощью сепаратора высокого давления.
  15. 15. Каталитическая композиция по п.1, которую сохраняют в активном и концентрированном состояниях.
  16. 16. Каталитическая композиция по п.14, которую непрерывно перемешивают в резервуаре-хранилище для сохранения гомогенной суспензии.
EA200700591A 2004-09-10 2005-09-07 Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии EA011428B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/938,003 US20060058174A1 (en) 2004-09-10 2004-09-10 Highly active slurry catalyst composition
PCT/US2005/031891 WO2006031570A1 (en) 2004-09-10 2005-09-07 Highly active slurry catalyst composition

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700591A1 EA200700591A1 (ru) 2007-08-31
EA011428B1 true EA011428B1 (ru) 2009-02-27

Family

ID=36034814

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700591A EA011428B1 (ru) 2004-09-10 2005-09-07 Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии

Country Status (11)

Country Link
US (4) US20060058174A1 (ru)
EP (1) EP1799343B1 (ru)
JP (1) JP5101285B2 (ru)
KR (1) KR100886188B1 (ru)
CN (1) CN101027127B (ru)
BR (1) BRPI0515071A (ru)
CA (1) CA2579998C (ru)
EA (1) EA011428B1 (ru)
MX (1) MX2007002674A (ru)
NO (1) NO20071782L (ru)
WO (1) WO2006031570A1 (ru)

Families Citing this family (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060058174A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7678730B2 (en) * 2004-09-10 2010-03-16 Chevron Usa Inc. Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof
US7897537B2 (en) * 2005-11-23 2011-03-01 University Of Calgary Ultradispersed catalyst compositions and methods of preparation
US20080139380A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-12 Chevron U.S.A. Inc. Concentration of active catalyst slurry
US7771584B2 (en) * 2006-12-06 2010-08-10 Chevron U.S.A. Inc. Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process
US7585404B2 (en) * 2006-12-06 2009-09-08 Chevron U.S.A. Inc. Decomposition of waste products formed in slurry catalyst synthesis
WO2008115230A1 (en) * 2007-03-16 2008-09-25 Chevron U.S.A. Inc. A process for producing tailored synthetic crude oil that optimize crude slates in target refineries
US8580085B2 (en) * 2007-10-25 2013-11-12 Kll, Inc. Systems and methods for water distillation
CN101888900A (zh) * 2007-10-31 2010-11-17 雪佛龙美国公司 加氢处理的本体催化剂及其用途
US7737068B2 (en) * 2007-12-20 2010-06-15 Chevron U.S.A. Inc. Conversion of fine catalyst into coke-like material
US7790646B2 (en) * 2007-12-20 2010-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Conversion of fine catalyst into coke-like material
US20090159495A1 (en) * 2007-12-20 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil conversion
US8765622B2 (en) * 2007-12-20 2014-07-01 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of slurry unsupported catalyst
US7837864B2 (en) * 2007-12-20 2010-11-23 Chevron U. S. A. Inc. Process for extracting bitumen using light oil
US8722556B2 (en) * 2007-12-20 2014-05-13 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of slurry unsupported catalyst
US20090023965A1 (en) * 2008-05-01 2009-01-22 Intevep, S.A. Dispersed metal sulfide-based catalysts
SG175824A1 (en) * 2009-04-29 2011-12-29 Chevron Usa Inc Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
KR101102790B1 (ko) * 2009-11-10 2012-01-05 한국에너지기술연구원 유용성 몰리브데늄 계열 이금속 촉매의 제조방법 및 이를 이용한 중질유의 수소화 전환방법
US8372776B2 (en) * 2009-11-24 2013-02-12 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing bulk catalyst and methods of making thereof
US8420565B2 (en) * 2009-11-24 2013-04-16 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing bulk catalyst and methods of making thereof
US8431511B2 (en) * 2009-11-24 2013-04-30 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing bulk catalyst and methods of making thereof
BR112012012495A2 (pt) * 2009-11-24 2019-09-24 Chevron Usa Inc catalisador de hidroprocessamento a granel e métodos de fazer o mesmo
WO2011071803A2 (en) 2009-12-08 2011-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of high nitrogen feed using bulk catalyst
CA2785778C (en) * 2010-01-21 2018-12-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8597498B2 (en) * 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2011091221A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Manganese tetrathiotungstate material
US8530370B2 (en) * 2010-01-21 2013-09-10 Shell Oil Company Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material
US8597496B2 (en) * 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526061B1 (en) * 2010-01-21 2015-09-16 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
US8409541B2 (en) * 2010-01-21 2013-04-02 Shell Oil Company Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material
WO2011091206A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
US9168506B2 (en) 2010-01-21 2015-10-27 Intevep, S.A. Additive for hydroconversion process and method for making and using same
EP2526175A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
EP2526166A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
US8491783B2 (en) * 2010-01-21 2013-07-23 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2011091208A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8940268B2 (en) * 2010-01-21 2015-01-27 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
US8679319B2 (en) * 2010-01-21 2014-03-25 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
GB2478332A (en) 2010-03-04 2011-09-07 Grimley Smith Associates Method of metals recovery from refinery residues
KR20130109023A (ko) 2010-06-01 2013-10-07 엑손모빌 리서치 앤드 엔지니어링 컴퍼니 수소첨가공정 촉매 및 그의 제조
US8815184B2 (en) 2010-08-16 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Process for separating and recovering metals
US8575062B2 (en) 2010-11-11 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US9168519B2 (en) 2010-11-11 2015-10-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8658558B2 (en) 2010-11-11 2014-02-25 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8575061B2 (en) 2010-11-11 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8586500B2 (en) 2010-11-11 2013-11-19 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
SG190223A1 (en) * 2010-11-11 2013-06-28 Chevron Usa Inc Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8840777B2 (en) 2010-12-10 2014-09-23 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8858784B2 (en) 2010-12-10 2014-10-14 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2820269A1 (en) 2010-12-10 2012-06-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst
US20120172205A1 (en) * 2010-12-30 2012-07-05 Chevron Corporation Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
KR102089037B1 (ko) 2012-09-05 2020-03-16 셰브런 유.에스.에이.인크. 수소화전환 다중-금속 촉매 및 이의 제조 방법
US9321037B2 (en) 2012-12-14 2016-04-26 Chevron U.S.A., Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US9687823B2 (en) 2012-12-14 2017-06-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US20140238897A1 (en) 2013-02-26 2014-08-28 Chevron U.S.A. Inc. Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil
US8815185B1 (en) 2013-03-04 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals
US8883036B2 (en) 2013-03-13 2014-11-11 Chevron U.S.A. Inc. Hydrogen sulfide stream for catalyst sulfidation from refinery rich amines
CN103623844B (zh) * 2013-07-16 2015-08-12 南昌大学 一种过渡金属硫化物/石墨烯复合纳米材料的制备方法
FR3074699B1 (fr) 2017-12-13 2019-12-20 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydroconversion de charge hydrocarbonee lourde en reacteur hybride
KR102300823B1 (ko) 2017-12-29 2021-09-09 한화솔루션 주식회사 수소화 반응용 촉매 및 이의 제조방법
KR102327050B1 (ko) 2017-12-29 2021-11-15 한화솔루션 주식회사 선택적 수소화 방법
TW202117027A (zh) 2019-07-08 2021-05-01 美商雪維隆美國有限公司 自廢催化劑回收金屬
CN112499646B (zh) * 2020-11-19 2024-04-05 宁夏坤辉气化有限公司 一种串联式氨合成工艺

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4710486A (en) * 1983-08-29 1987-12-01 Chevron Research Company Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst
US4970190A (en) * 1983-08-29 1990-11-13 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US5164075A (en) * 1983-08-29 1992-11-17 Chevron Research & Technology Company High activity slurry catalyst
US5484755A (en) * 1983-08-29 1996-01-16 Lopez; Jaime Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst

Family Cites Families (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3455677A (en) * 1967-04-27 1969-07-15 Union Carbide Corp Process for recovering copper and molybdenum from ore concentrates
US3673303A (en) * 1969-09-03 1972-06-27 Nippon Musical Instruments Mfg Voltage generating device for controlling musical tone output from electronic musical instruments
US3903241A (en) * 1973-10-10 1975-09-02 Universal Oil Prod Co Hydrometallurgical recovery of nickel values from laterites
US4145397A (en) * 1976-08-06 1979-03-20 Marubeni Corporation Process for recovering molybdenum, vanadium, cobalt and nickel from roasted products of used catalysts from hydrotreatment desulfurization of petroleum
JPS593936B2 (ja) * 1977-01-20 1984-01-26 千代田化工建設株式会社 廃触媒に堆積したパナジウムおよびニツケルを回収する方法
US4131455A (en) * 1977-12-09 1978-12-26 Gaf Corporation Silver recovery
DE2900426A1 (de) * 1978-01-10 1979-07-12 Inst Francais Du Petrol Verfahren zur umwandlung von ammonium- imidodisulfat, ammoniumsulfamat und ammoniumdithionat in schwefeldioxid und ammoniak
CA1212242A (en) * 1982-07-27 1986-10-07 Donald R. Weir Recovery of zinc from zinc-containing sulphidic material
US4432953A (en) * 1982-09-24 1984-02-21 Chevron Research Company Leaching cobalt from spent hydroprocessing catalysts with sulfur dioxide
US4409190A (en) * 1982-09-24 1983-10-11 Chevron Research Company Extracting cobalt from spent hydroprocessing catalysts with cyanide
US4500495A (en) * 1982-09-24 1985-02-19 Chevron Research Company Recovering metals from spent hydroprocessing catalysts
US4541868A (en) * 1983-07-22 1985-09-17 California Nickel Corporation Recovery of nickel and cobalt by controlled sulfuric acid leaching
US4824821A (en) * 1983-08-29 1989-04-25 Chevron Research Company Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal
US4762812A (en) * 1983-08-29 1988-08-09 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocess including recovery of molybdenum catalyst
JPS6121731A (ja) 1984-07-10 1986-01-30 Asahi Chem Ind Co Ltd 石炭液化用触媒の製造法
US4554138A (en) * 1984-10-30 1985-11-19 Chevron Research Company Leaching metals from spent hydroprocessing catalysts with ammonium sulfate
US4801570A (en) * 1984-12-28 1989-01-31 Exxon Research And Engineering Company Process for preparing a supported, promoted molybdenum and/or tungsten sulfide hydroprocessing catalyst
US5108581A (en) 1985-09-09 1992-04-28 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion of heavy feeds by use of both supported and unsupported catalysts
US4661265A (en) * 1985-09-30 1987-04-28 Amoco Corporation Catalyst deoiling process
US4900522A (en) * 1986-07-22 1990-02-13 Amax Inc. Separation of nickel and cobalt from sulfate solutions by solvent extraction
CA1305467C (en) * 1986-12-12 1992-07-21 Nobumitsu Ohtake Additive for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon oil
US4861565A (en) * 1987-01-27 1989-08-29 The Hall Chemical Company Method of separately recovering metal values of petroleum refining catalyst
US5099047A (en) * 1989-11-17 1992-03-24 Mitsubishi Kasei Corporation Method for recovering a group viii metal solid complex and hydroformylation method
WO1992000807A1 (en) * 1990-07-05 1992-01-23 Chevron Research And Technology Company A high activity slurry catalyst process
JPH06228666A (ja) 1992-10-29 1994-08-16 Catalysts & Chem Ind Co Ltd 廃水素化処理触媒からの金属の分離回収方法
CN1030395C (zh) * 1992-11-05 1995-11-29 中国石油化工总公司抚顺石油化工研究院 一种重油加氢脱氮催化剂
JP2985647B2 (ja) * 1993-02-26 1999-12-06 住友金属鉱山株式会社 使用済み触媒の溶解方法
DK171701B1 (da) * 1993-07-06 1997-04-01 Topsoe Haldor As Fremgangsmåde til genvinding af brugt syrekatalysator fra alkylering af carbonhydrider
US5505857A (en) * 1994-01-13 1996-04-09 Buckman Laboratories International, Inc. Process for the treatment of metal-containing water and recovery of metals therefrom
US6635599B1 (en) * 1997-07-15 2003-10-21 Exxonmobil Research & Engineering Company Mixed metal catalyst, its preparation by co-precipitation, and its use
WO2001094009A1 (fr) * 2000-06-08 2001-12-13 Japan Energy Corporation Procede de preparation d'un catalyseur utilise dans le raffinage par hydrogenation et procede de recuperation de metal
JP4788023B2 (ja) * 2000-06-27 2011-10-05 三菱瓦斯化学株式会社 液相酸化反応母液からの触媒成分の回収方法
ATE348075T1 (de) * 2000-07-06 2007-01-15 Haldor Topsoe As Rückgewinnung des ammoniaksynthesekatalysators
WO2002018663A2 (en) * 2000-08-29 2002-03-07 Sasol Technology (Pty) Ltd Selective recovery of aluminium, cobalt and platinum values from a spent catalyst composition
ITMI20011111A1 (it) * 2001-05-25 2002-11-25 Enitecnologie Spa Procedimento per rimuovere selettivamente il mobildeno da miscele liquide che lo contengono assieme al vanadio
MXPA04002380A (es) * 2001-09-13 2004-11-22 Intec Ltd Proceso de recuperacion de zinc.
US6733564B1 (en) * 2002-03-13 2004-05-11 Council Of Scientific And Industrial Research Process for recovery of nickel from spent catalyst
CA2491894C (en) * 2002-07-08 2012-11-06 Engelhard Corporation Metal compound removal
US7498007B2 (en) * 2002-07-18 2009-03-03 Benjamin Scharifker Process to recover vanadium contained in acid solutions
US7033480B2 (en) * 2002-09-06 2006-04-25 Placer Dome Technical Services Limited Process for recovering platinum group metals from material containing base metals
US7067090B2 (en) * 2002-10-25 2006-06-27 South Dakota School Of Mines And Technology Recovery of platinum group metals
TW200425950A (en) * 2003-02-24 2004-12-01 Shell Int Research Catalyst composition preparation and use
JP3703813B2 (ja) * 2003-04-25 2005-10-05 有限会社ワイエスケイテクノシステム 有価金属の分離回収方法
US7473406B2 (en) * 2003-05-30 2009-01-06 Council Of Scientific And Industrial Research Process for recovery of palladium from spent catalyst
CA2478516C (en) * 2003-09-30 2007-12-11 Jaguar Nickel Inc. A process for the recovery of value metals from base metal sulfide ores
US20060058174A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition
US20060058175A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7544632B2 (en) * 2004-09-22 2009-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk Ni-Mo-W catalysts made from precursors containing an organic agent
US7375143B2 (en) * 2004-11-22 2008-05-20 Conocophillips Company Catalyst recover from a slurry
US7485267B2 (en) * 2005-07-29 2009-02-03 Chevron U.S.A. Inc. Process for metals recovery from spent catalyst
US7892505B2 (en) * 2005-10-29 2011-02-22 Royal Silver Company (Panama) S.A. Hydrometallurgical process for the treatment of metal-bearing sulfide mineral concentrates

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4710486A (en) * 1983-08-29 1987-12-01 Chevron Research Company Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst
US4970190A (en) * 1983-08-29 1990-11-13 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US5164075A (en) * 1983-08-29 1992-11-17 Chevron Research & Technology Company High activity slurry catalyst
US5484755A (en) * 1983-08-29 1996-01-16 Lopez; Jaime Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst

Also Published As

Publication number Publication date
CN101027127A (zh) 2007-08-29
KR20070051317A (ko) 2007-05-17
EP1799343B1 (en) 2017-08-09
CA2579998C (en) 2011-11-15
WO2006031570A1 (en) 2006-03-23
MX2007002674A (es) 2007-05-16
CA2579998A1 (en) 2006-03-23
JP5101285B2 (ja) 2012-12-19
BRPI0515071A (pt) 2008-07-01
CN101027127B (zh) 2010-05-05
US20080305947A1 (en) 2008-12-11
EA200700591A1 (ru) 2007-08-31
KR100886188B1 (ko) 2009-03-02
US20060058174A1 (en) 2006-03-16
US20070179055A1 (en) 2007-08-02
EP1799343A1 (en) 2007-06-27
US7754645B2 (en) 2010-07-13
EP1799343A4 (en) 2010-11-10
US20090107891A1 (en) 2009-04-30
JP2008512241A (ja) 2008-04-24
NO20071782L (no) 2007-04-04
US7396799B2 (en) 2008-07-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA011428B1 (ru) Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии
EA011933B1 (ru) Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии
KR100902807B1 (ko) 고활성 슬러리 촉매 조성물을 사용하여 중유를 개량하는방법
US8815765B2 (en) Dispersed metal sulfide-based catalysts
CA2579837C (en) Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US7678732B2 (en) Highly active slurry catalyst composition
JP2009522102A (ja) 炭化水素可溶性のバイメタルの触媒前駆体およびそれを作製する方法

Legal Events

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

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

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

Designated state(s): KZ