EA011933B1 - Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии - Google Patents
Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии Download PDFInfo
- Publication number
- EA011933B1 EA011933B1 EA200700609A EA200700609A EA011933B1 EA 011933 B1 EA011933 B1 EA 011933B1 EA 200700609 A EA200700609 A EA 200700609A EA 200700609 A EA200700609 A EA 200700609A EA 011933 B1 EA011933 B1 EA 011933B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- range
- catalytic composition
- composition according
- hydrocarbon oil
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 39
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 27
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 27
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 14
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 9
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 6
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KTVIXTQDYHMGHF-UHFFFAOYSA-L cobalt(2+) sulfate Chemical class [Co+2].[O-]S([O-])(=O)=O KTVIXTQDYHMGHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- LGQLOGILCSXPEA-UHFFFAOYSA-L nickel sulfate Chemical class [Ni+2].[O-]S([O-])(=O)=O LGQLOGILCSXPEA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 7
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- -1 VIB metal oxide Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 4
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 2
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- QGLKJKCYBOYXKC-UHFFFAOYSA-N nonaoxidotritungsten Chemical compound O=[W]1(=O)O[W](=O)(=O)O[W](=O)(=O)O1 QGLKJKCYBOYXKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 229910001930 tungsten oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P ammonium molybdate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-][Mo]([O-])(=O)=O APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 229940010552 ammonium molybdate Drugs 0.000 description 1
- 235000018660 ammonium molybdate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011609 ammonium molybdate Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
- B01J27/04—Sulfides
- B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
- B01J27/051—Molybdenum
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
- B01J35/20—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state
- B01J35/27—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state in a liquid or molten state
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
- B01J27/04—Sulfides
- B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
- B01J27/051—Molybdenum
- B01J27/0515—Molybdenum with iron group metals or platinum group metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J31/00—Catalysts comprising hydrides, coordination complexes or organic compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/20—Sulfiding
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment 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
- C10G49/02—Treatment 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
- C10G49/04—Treatment 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment 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
- C10G49/10—Treatment 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
- C10G49/12—Treatment 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
- B01J27/053—Sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1003—Waste materials
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
- C10G2300/703—Activation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение направлено на получение каталитической композиции в виде суспензии, пригодной для гидропереработки тяжелых нефтей. Каталитическую композицию получают 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 суспензию активируют металлом VIII группы. Последующие стадии включают в себя смешивание суспензии с углеводородным маслом и объединение полученной в результате смеси с газом водорода и вторым углеводородным маслом, имеющим вязкость, меньшую чем первое углеводородное масло. Таким образом, образована активная каталитическая композиция.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к получению каталитической композиции в виде суспензии, пригодной при обработке тяжелой нефти. Такие сорта нефти характеризуются низкими отношениями водорода к углероду и высокими углеродистыми остатками, асфальтенами, азотом, серой и содержанием 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 для гидроочистки углеводородного масла на основе диспергированного сульфида металла νίΒ группы. Стадии способа получения включают в себя взаимодействие водного раствора аммиака и соединения металла νίΒ группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, для образования водорастворимого кислородсодержащего соединения, такого как молибдат или вольфрамат аммония.
В патенте США № 4970190 раскрыт способ получения катализатора на основе диспергированного сульфида металла νίΒ, служащего для гидроочистки углеводородного масла. Указанный катализатор активируют металлом νίίί группы. Стадии способа получения включают в себя растворение соединения металла νίΒ группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, в присутствии аммиака с образованием водорастворимого соединения, такого как водный молибдат аммония или вольфрамат аммония.
В патентах США № 5164075 и № 5484755, которые включены в качестве ссылки, раскрыты способы получения высокоактивных катализаторов в виде суспензии на основе соединений металлов νίΒ группы для гидроочистки тяжелых углеводородных масел. Водную смесь соединения металла сульфидируют так, чтобы на фунт металла νίΒ 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 не установлены ни критическое значение вязкости нефти при образовании высокоактивной каталитической композиции, ни важность использования двух определенно различных нефтей при образовании такой каталитической композиции. В изобретениях, раскрытых в указанных патентах США, 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 с использованием способа, в котором применяют два углеводородных масла, имеющих подходящий диапазон вязкости при 100°С (212°Е). Первая тяжелая нефть представляет собой предпочтительно вакуумный газойль (νΟΟ), а вторая - предпочтительно легкую нафту.
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 νίΒ группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла νί группы;
(b) сульфидирования в первичном реакторе водной смеси со стадии (а) газом, включающим в себя сернистый водород в количестве более чем 500 дм3/кг (8 (8СЕ) ст.куб.футов) сернистого водорода на фунт металла νίΒ группы) с образованием суспензии;
(c) промотирования суспензии соединением металла νίίί группы;
(ά) смешивания суспензии со стадии (с) с первым углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 100°С (212°Е), с образованием смеси X;
(е) объединения смеси X с газообразным водородом и вторым углеводородным маслом во второй реакционной зоне, при этом второе углеводородное масло имеет температуру кипения в диапазоне от 10°С (50°Е) до 149°С (300°Е) и вязкость, меньшую, чем первое углеводородное масло, таким образом, с получением активной каталитической композиции, смешанной с жидким углеводородом; и (1) 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 чертежа
На фигуре изображены стадии, осуществляемые при получении каталитической композиции.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к новой высокоактивной каталитической композиции в виде сус
- 1 011933 пензии, полученной в результате добавления первого углеводородного масла, имеющего вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 212°Р, и второго углеводородного масла, имеющего температуру кипения в диапазоне от 50 до 300°Р. Предпочтительный диапазон вязкости первого углеводородного масла находится в пределах по меньшей мере от примерно 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 100°С (212°Р) до 15 сСт (или 77,9 с Сейболта) при 100°С (212°Р).
На фигуре изображены стадии, осуществляемые в способе согласно настоящему изобретению. Активную каталитическую композицию в виде суспензии получают смешением потока 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 26°С (80°Т) до примерно 94°С (200°Т), предпочтительно от примерно 37°С (100°Т) до примерно 65°С (150°Р) и наиболее предпочтительно от примерно 43°С (110°Т) до примерно 49°С (120°Т). Давление в зоне смешивания 10 составляет обычно от примерно атмосферного давления до примерно 6,8-105 Па (100 фунтов на кв.дюйм), предпочтительно от примерно 0,35-105 Па (5 фунтов на кв.дюйм) до примерно 2,4-105 Па (35 фунтов на кв.дюйм) и наиболее предпочтительно от примерно 0,69-105 Па (10 фунтов на кв.дюйм) до примерно 1,38-105 Па (20 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 фунтов/фунт, предпочтительно от примерно 0,15 до примерно 0,50 фунтов/фунт и наиболее предпочтительно от примерно 0,2 до примерно 0,30 фунтов/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 дм3/кг (ст.куб.футах/фунт (8СР/1Ь§)) и обычно находится в диапазоне от 250 дм3/кг (4,0 8СР/1Ь§) до примерно 1250 дм3/кг (20 8СР/1Ь§), предпочтительно от примерно 500 дм3/кг (8,0 8СР/1Ь§) до примерно 940 дм3/кг (15 8СР/1Ь§) и наиболее предпочтительно от примерно 750 до 870 дм3/кг (от 12 до 14 8СР/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 примерно от 4 до 6 ч на фунт оксида металла νίΒ группы. Условия протекания реакции включают в себя температуру в диапазоне от 26°С (80°Р) к 94°С (200°Р), предпочтительно в диапазоне от 37°С (100°Р) к 82°С (180°Р) и наиболее предпочтительно в диапазоне от 55°С (130°Р) к 70°С (160°Р). Давление находится в диапазоне от 6,8-105 до 207-105 Па (от 100 до 3000 фунтов на кв.дюйм), предпочтительно в диапазоне от 13,6-105 до 69-105 Па (от 200 до 1000 фунтов на кв.дюйм) и наиболее предпочтительно от 20,5-105 до 35,5-105 Па (от 300 до 500 фунтов на кв.дюйм). Полученная в результате водная суспензия является предшественником катализатора.
Водную суспензию объединяют с соединением металла νΐΙΙ группы, таким как N1 или Со, как раскрыто в патенте США № 5484755. С целью улучшения способности к денитрации активного катализатора в виде суспензии согласно настоящему изобретению предпочтительно, чтобы соединение металла νΙΙΙ группы было добавлено к суспензии перед смешиванием суспензии с подаваемой маслом и газом, содержащим водород, при повышенных температуре и давлении. В качестве примера таких металлов νΙΙΙ группы выбраны N1 и Со. 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 активатор/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 сульфидирования 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 выгодно дальнейшее промотирование соединениями металла νΙΙΙ группы.
Суспензию перемещают по 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. Водную суспензию и первое углеводородное масло (технологическая линия 11), такое как νΟΘ, 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.
Первое 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 100°С (212°Р) до примерно 15 сСт (77,9 с Сейболта) при 100 С (212°Р), предпочтительно от примерно 4 сСт (39,5 с Сейболта) при 100°С (212°Р) до примерно 10 сСт (59,2 с Сейболта) при 100°С (212°Р) и наиболее предпочтительно от примерно 5 сСт (42,7 с Сейболта) при 100°С (212°Р) до
- 2 011933 примерно 8 сСт (52,4 с Сейболта) при 100°С (212°Е). Первое углеводородное масло приводит к первичной трансформации предшественника катализатора, имеющего водную основу, к предшественнику катализатора на масляной основе. Отношение оксида металла νίΒ 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 100°С (212°Е) или больше примерно 15 сСт (77,9 с Сейболта) при 100°С (212°Е), то первичная трансформация предшественника катализатора в результате приведет к агломерации частиц катализатора или, в противоположном случае, к отсутствию смешивания.
Вещество из зоны смешивания 30 перемещают в реакционную зону 40 по технологической линии 35. Перед поступлением в реакционную зону 40 вещество может быть объединено с приготовленным согласно стандарту маслом с вязкостью в диапазоне, соответствующем первому углеводородному маслу. Водород также добавляют к смеси перед поступлением смеси в реактор 40.
В реакционной зоне 40, второе, более легкое углеводородное масло добавляют в вещество из зоны смешивания 30. Второе масло, предпочтительно легкая нафта, предпочтительно характеризуется кинетической вязкостью, меньшей чем 0,3 сСт при 100°С (212°Е). Один источник этого указанного второго масла может быть рецикловым веществом, поступающим из сепаратора высокого давления (технологическая линия 45). Смешивание в условиях высоких сдвиговых усилий также применяется в реакционной зоне 40 для сохранения гомогенной суспензии.
Второе углеводородное масло имеет температуру кипения обычно в диапазоне от 10 до 150°С (от 50 до 300°Е), предпочтительно от примерно 24°С (75°Е) до примерно 121°С (250°Е) и наиболее предпочтительно от примерно 38°С (100°Е) до примерно 65°С (150°Е). Отношение объема второго масла к первому маслу составляет более чем 1, предпочтительно более чем 5 и наиболее предпочтительно более чем
10. Температура в реакционной зоне 40 обычно находится в диапазоне от примерно 149°С (300°Е) до 370°С (700°Е), предпочтительно от примерно 176°С (350°Е) до примерно 315°С (600°Е) и наиболее предпочтительно от примерно 176°С (350°Е) до примерно 260°С (500°Е). Давление в реакционной зоне 40 обычно находится в диапазоне от примерно 69-105 Па (1000 фунтов на кв.дюйм) до примерно 240-105 Па (3500 фунтов на кв.дюйм), предпочтительно от примерно 103 ·105 Па (1500 фунтов на кв.дюйм) до примерно 207·105 Па (3000 фунтов на кв.дюйм) и наиболее предпочтительно от примерно 138· 105 Па (2000 фунтов на кв.дюйм) до примерно 207· 105 Па (3000 фунтов на кв.дюйм). Поток водорода в реакционную зону 40 обычно находится в диапазоне от примерно 88,5· 103 дм3/м2 (500 8СЕВ (ст.куб.футов на баррель) до примерно 177· 104 дм3/м2 (10000 8СЕВ), предпочтительно от примерно 177· 103 дм3/м2 (1000 8СЕВ) до примерно 141,5·104 дм3/м2 (8000 8СЕВ) и наиболее предпочтительно от примерно 530·103 дм3/м2 (3000 8СЕВ) до примерно 106· 104 дм3/м2 (6000 8СЕВ). Время протекания реакции в реакционной зоне 40 находится в области от примерно 11 мин до 5 ч, предпочтительно от 30 мин до 3 ч и наиболее предпочтительно примерно от 1 до 1,5 ч. Полученная в результате суспензия представляет собой активную каталитическую композицию в смеси с первым углеводородным маслом и вторым углеводородным маслом. Смесь в виде суспензии передается через технологическую линию 55 на сепаратор высокого давления 50. Сепаратор высокого давления работает в диапазоне от 149°С (300°Е) до 370°С (700°Е). Второе углеводородное масло удаляют верхним погоном через технологическую линию 45 и рециркулируют обратно в третью реакционную зону 40. 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 в виде суспензии применима для улучшения качества углеродсодержащего сырья, 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 (с легкой нефтью).
540 г МоО3 смешивают с 79 г ΝΗ3 и 2381 г Н2О с образованием раствора общей массой 3000 г. Затем раствор вступает в реакцию с 303,27 дм3 (10,71 ст.куб.футов (8СЕ)) Н28 при пропускании газовой смеси 20% Н28 в Н2 в раствор при сильном перемешивании. Температура реактора равна 65°С (150°Е), и общее давление составляет 275·104 Па (400 фунтов на кв.дюйм) при времени протекания реакции 4 ч. После окончания реакции 460 г раствора Νί8Ο4, который содержит 36 г никеля, добавляют к полученной выше суспензии. Полученную смешанную суспензию затем смешивают с 3500 г вакуумного газойля при 38°С (100°Е). Вязкость νΟΟ составляла 5 сСт при 100°С (212°Е). Полученную в результате смесь затем закачивают в проточный емкостной реактор непрерывного действия (проточный реактор идеального
- 3 011933 смешения) и смешивают с гептаном и Н2, отношение гептан/УСО составляет 9:1, и скорость поступления газа Н2 составляет 88,5-104 дм3/м2 (5000 8СБ/В). Давление в реакторе равно 172,4-105 Па (2500 фунтов на кв.дюйм), и температура реактора равна 205°С (400°Б), а полное время реакции - 1 ч. Продукты реакции направляют в нагретый сепаратор высокого давления с температурой 260°С (500°Б) (НР8 - давление в сепараторе высокого давления - также составляет 172,4-105 Па (2500 фунтов на кв.дюйм)) для отделения газа и жидкой суспензии. Полученная жидкая суспензия содержит высокоактивный каталитический компонент.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Каталитическая композиция, подходящая для гидропереработки тяжелой нефти, которую получают с помощью:(a) смешивания оксида металла У1В группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла VI группы;(b) сульфидирования в первичном реакторе водной смеси со стадии (а) газом, включающим в себя сернистый водород в количестве более чем 500 дм3/кг (8 8СБ стандартных кубических футов сернистого водорода на фунт металла У1В группы) с получением суспензии;(c) промотирования суспензии металлом VIII группы;(б) смешивания суспензии со стадии (с) с первым углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 с Сейболта) при 100°С (212°Б), с образованием смеси X;(е) объединения смеси X с газообразным водородом и вторым углеводородным маслом во второй реакционной зоне, при этом второе углеводородное масло имеет температуру кипения в диапазоне от 50 до 300°Б и вязкость, меньшую, чем первое углеводородное масло, таким образом, с получением активной каталитической композиции, смешанной с жидким углеводородом; и (1) извлечения активной каталитической композиции с помощью отделения от второго углеводородного масла.
- 2. Каталитическая композиция по п.1, в котором условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 26°С (80°Б) до примерно 94°С (200°Б), а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 69-105 Па (100 фунтов/дюйм2) до примерно 207-105 Па (3000 фунтов/дюйм2).
- 3. Каталитическая композиция по п.2, в котором условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 37°С (100°Б) до примерно 82°С (180°Б), а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 13,6-105 Па (200 фунтов/дюйм2) до примерно 69-105 Па (1000 фунтов/дюйм2).
- 4. Каталитическая композиция по п.3, в котором условия протекания реакции в первой реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 55°С (130°Б) до примерно 70°С (160°Б), а давление в диапазоне по меньшей мере примерно от 20,5-105 Па (300 фунтов/дюйм2) до примерно 35,5-105 Па (500 фунтов/дюйм2).
- 5. Каталитическая композиция по п.1, в которой вязкость первого углеводородного масла находится в диапазоне по меньшей мере от примерно 2 сСт при 100°С (212°Б) до примерно 15 сСт при 100°С (212°Б).
- 6. Каталитическая композиция по п.1, в котором соединение металла VIII группы со стадии (с) выбрано из группы, состоящей из сульфатов никеля и сульфатов кобальта.
- 7. Каталитическая композиция по п.1, в котором смешивание компонентов происходит в условиях высоких сдвиговых мод в диапазоне от 100 до 1600 об./мин.
- 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. Каталитическая композиция по п.1, в котором второе углеводородное масло имеет точку кипения в диапазоне от примерно 10°С (50°Б) до примерно 150°С (300°Б).
- 10. Каталитическая композиция по п.9, в котором второе углеводородное масло имеет точку кипения в диапазоне от примерно 24°С (75°Б) до примерно 121°С (250°Б).
- 11. Каталитическая композиция по п.1, в котором отношение объема второго масла к первому маслу составляет более чем 1, предпочтительно более чем 5 и наиболее предпочтительно более чем 10.
- 12. Каталитическая композиция по п.1, в котором отношение оксида металла УШ группы к маслу составляет по меньшей мере менее чем 1,0, предпочтительно менее чем 0,5 и более предпочтительно менее чем 0,1.
- 13. Каталитическая композиция по п.1, в котором первое углеводородное масло является вакуумным газойлем.
- 14. Каталитическая композиция по п.1, в котором второе углеводородное масло характеризуется кинетической вязкостью, меньшей чем 0,3 сСт при 100°С (212°Б).
- 15. Каталитическая композиция по п.1, в котором второе углеводородное масло представляет собой легкую нафту.
- 16. Каталитическая композиция по п.15, в котором условия протекания реакции во второй реакци- 4 - онной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 176°С (350°Р) до примерно 315°С (600°Р), а давление в диапазоне по меньшей мере примерно от 69· 105 Па (1000 фунтов/дюйм2) до примерно 240· 105 Па (3500 фунтов/дюйм2).
- 17. Каталитическая композиция по п.16, в котором условия протекания реакции во второй реакционной зоне включают в себя температуру в диапазоне по меньшей мере от 176°С (350°Р) до примерно 315°С (600°Р), а давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 103· 105 Па (1500 фунтов/дюйм2) до примерно 207·105 Па (3000 фунтов/дюйм2).
- 18. Каталитическая композиция по п.1, в котором жидкий углеводород включает в себя смесь первого углеводородного масла и второго углеводородного масла.
- 19. Каталитическая композиция по п.1, которую извлекают с помощью сепаратора высокого давления.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/938,202 US20060058175A1 (en) | 2004-09-10 | 2004-09-10 | Highly active slurry catalyst composition |
| PCT/US2005/031902 WO2006031575A1 (en) | 2004-09-10 | 2005-09-07 | Highly active slurry catalyst composition |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700609A1 EA200700609A1 (ru) | 2007-08-31 |
| EA011933B1 true EA011933B1 (ru) | 2009-06-30 |
Family
ID=36034815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700609A EA011933B1 (ru) | 2004-09-10 | 2005-09-07 | Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20060058175A1 (ru) |
| EP (1) | EP1814662B1 (ru) |
| JP (1) | JP5089390B2 (ru) |
| KR (1) | KR100886184B1 (ru) |
| CN (1) | CN101014411B (ru) |
| BR (1) | BRPI0515091A (ru) |
| CA (1) | CA2579999C (ru) |
| EA (1) | EA011933B1 (ru) |
| ES (1) | ES2621315T3 (ru) |
| MX (1) | MX2007002670A (ru) |
| NO (1) | NO20071780L (ru) |
| WO (1) | WO2006031575A1 (ru) |
Families Citing this family (44)
| 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 |
| US7737072B2 (en) * | 2004-09-10 | 2010-06-15 | Chevron Usa Inc. | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof |
| US7678731B2 (en) * | 2004-09-10 | 2010-03-16 | Chevron Usa Inc. | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof |
| US7678730B2 (en) * | 2004-09-10 | 2010-03-16 | Chevron Usa Inc. | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof |
| US7585404B2 (en) * | 2006-12-06 | 2009-09-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Decomposition of waste products formed in slurry catalyst synthesis |
| US7771584B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-08-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process |
| US20080139380A1 (en) * | 2006-12-06 | 2008-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Concentration of active catalyst slurry |
| CN100497884C (zh) * | 2006-12-07 | 2009-06-10 | 西南石油大学 | 一种稠油注空气缓和催化氧化采油方法 |
| EA016893B1 (ru) * | 2007-10-31 | 2012-08-30 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Объемный катализатор гидрогенизации и его применение |
| 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 |
| US8722556B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-05-13 | 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 |
| US8765622B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-07-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
| US8389433B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-03-05 | Chevron U.S.A. | Hydroprocessing bulk catalyst and methods of making thereof |
| US8372776B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-02-12 | 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 |
| WO2011091203A2 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| SG182264A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-08-30 | Shell Int Research | Hydrocarbon composition |
| US8409541B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-04-02 | Shell Oil Company | Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material |
| US8562818B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-10-22 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| US8597608B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Manganese tetrathiotungstate material |
| WO2011091193A2 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material |
| SG181824A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| CA2784595C (en) * | 2010-01-21 | 2017-04-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
| EP2526172A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Process for cracking a hydrocarbon-containing feed |
| EP2526170A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Process for cracking a hydrocarbon-containing feed |
| SG181796A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| SG181720A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-08-30 | Shell Int Research | Process for cracking a hydrocarbon-containing feed |
| EP2526060B1 (en) * | 2010-01-21 | 2014-06-18 | Shell Oil Company | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
| US8597499B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| EP2404982A1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-11 | Total Raffinage Marketing | Catalyst preparation reactors from catalyst precursor used for feeding reactors to upgrade heavy hydrocarbonaceous feedstocks |
| EP2404983A1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-11 | Total Raffinage Marketing | Hydroconversion process for heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| EP2648843A1 (en) | 2010-12-10 | 2013-10-16 | Shell Oil Company | Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst |
| CA2820274A1 (en) | 2010-12-10 | 2012-06-14 | Stanley Nemec Milam | 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 |
| SG190910A1 (en) | 2010-12-30 | 2013-07-31 | Chevron Usa Inc | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
| 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 |
| 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 |
| US20140238897A1 (en) | 2013-02-26 | 2014-08-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil |
| US8883036B2 (en) | 2013-03-13 | 2014-11-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrogen sulfide stream for catalyst sulfidation from refinery rich amines |
| FR3074699B1 (fr) | 2017-12-13 | 2019-12-20 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'hydroconversion de charge hydrocarbonee lourde en reacteur hybride |
| CN114361467B (zh) * | 2021-12-09 | 2023-05-02 | 同济大学 | 一种调控燃料电池用催化剂浆料粘度的方法 |
Citations (4)
| 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 (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4824821A (en) | 1983-08-29 | 1989-04-25 | Chevron Research Company | Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal |
| 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 |
| US4740489A (en) * | 1986-04-21 | 1988-04-26 | Exxon Research And Engineering Company | Method of preparing a hydroconversion sulfided molybdenum catalyst concentrate |
| US5037532A (en) * | 1989-09-28 | 1991-08-06 | Exxon Research & Engineering Company | Slurry hydrotreating process |
| CA2398252A1 (en) * | 2000-02-15 | 2001-08-23 | Roby Bearden Jr. | Heavy feed upgrading based on solvent deasphalting followed by slurry hydroprocessing of asphalt from solvent deasphalting |
-
2004
- 2004-09-10 US US10/938,202 patent/US20060058175A1/en not_active Abandoned
-
2005
- 2005-09-07 EP EP05795552.8A patent/EP1814662B1/en active Active
- 2005-09-07 BR BRPI0515091-4A patent/BRPI0515091A/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-09-07 CA CA2579999A patent/CA2579999C/en active Active
- 2005-09-07 WO PCT/US2005/031902 patent/WO2006031575A1/en active Application Filing
- 2005-09-07 EA EA200700609A patent/EA011933B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-07 ES ES05795552.8T patent/ES2621315T3/es active Active
- 2005-09-07 KR KR1020077005587A patent/KR100886184B1/ko active IP Right Grant
- 2005-09-07 JP JP2007531311A patent/JP5089390B2/ja active Active
- 2005-09-07 MX MX2007002670A patent/MX2007002670A/es active IP Right Grant
- 2005-09-07 CN CN2005800303501A patent/CN101014411B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-01-26 US US11/627,734 patent/US7410928B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2007-04-04 NO NO20071780A patent/NO20071780L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| 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 |
|---|---|
| US20070265157A1 (en) | 2007-11-15 |
| EP1814662A1 (en) | 2007-08-08 |
| JP5089390B2 (ja) | 2012-12-05 |
| EA200700609A1 (ru) | 2007-08-31 |
| CN101014411B (zh) | 2010-11-03 |
| BRPI0515091A (pt) | 2008-07-08 |
| MX2007002670A (es) | 2007-05-16 |
| ES2621315T3 (es) | 2017-07-03 |
| JP2008512242A (ja) | 2008-04-24 |
| CA2579999A1 (en) | 2006-03-23 |
| EP1814662B1 (en) | 2017-01-04 |
| KR100886184B1 (ko) | 2009-03-02 |
| CA2579999C (en) | 2012-12-18 |
| WO2006031575A1 (en) | 2006-03-23 |
| EP1814662A4 (en) | 2010-11-10 |
| US20060058175A1 (en) | 2006-03-16 |
| KR20070051316A (ko) | 2007-05-17 |
| US7410928B2 (en) | 2008-08-12 |
| CN101014411A (zh) | 2007-08-08 |
| NO20071780L (no) | 2007-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011933B1 (ru) | Высокоактивная каталитическая композиция в виде суспензии | |
| KR100886188B1 (ko) | 고활성 슬러리 촉매 조성물 | |
| CA2579838C (en) | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition | |
| CA2579837C (en) | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition | |
| US8815765B2 (en) | Dispersed metal sulfide-based catalysts | |
| US7678732B2 (en) | Highly active slurry catalyst composition |
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 |