EA016272B1 - Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости - Google Patents

Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости Download PDF

Info

Publication number
EA016272B1
EA016272B1 EA200970659A EA200970659A EA016272B1 EA 016272 B1 EA016272 B1 EA 016272B1 EA 200970659 A EA200970659 A EA 200970659A EA 200970659 A EA200970659 A EA 200970659A EA 016272 B1 EA016272 B1 EA 016272B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
mixture
suspension
solid material
solvent
coked
Prior art date
Application number
EA200970659A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970659A1 (ru
Inventor
Баха Э. Абулнага
Хосе Гитиан
Сара Аузц Линдсэй
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 EA200970659A1 publication Critical patent/EA200970659A1/ru
Publication of EA016272B1 publication Critical patent/EA016272B1/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
    • C10G31/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/10Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for with the aid of centrifugal force
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C02TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02FTREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/52Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D21/00Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/26Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
    • 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
    • C10G21/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003Solvent de-asphalting
    • 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
    • C10G31/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • 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
    • C10G67/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02Treatment 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
    • C10G67/04Treatment 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
    • C10G67/0454Solvent desasphalting
    • 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
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1062Lubricating oils
    • 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
    • C10G2300/1077Vacuum residues
    • 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
    • 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
    • C10G2300/205Metal content
    • C10G2300/206Asphaltenes
    • 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
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44Solvents
    • 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
    • C10G2300/701Use of spent catalysts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Centrifugal Separators (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии или взвеси твердого материала и углеводородной жидкости путем осаждения или флокуляции тяжелой фракции углеводородной жидкости эффективным количеством осаждающего или флокулирующего средства так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал. Способ далее включает коксование осажденной тяжелой фракции и размалывание закоксованного продукта до ультратонкого размера.

Description

Настоящее изобретение направлено на способ отделения ультратонких твердых частиц катализатора гидрокрекинга от жидкой суспензии нефтяных углеводородов, содержащей названные твердые частицы.
Уровень техники
Катализаторы в течение многих лет широко употреблялись в отраслях промышленности, занимающихся переработкой и химической обработкой. Катализаторы гидрообработки, в том числе катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга, в настоящее время широко применяются на предприятиях по всему миру. Эти катализаторы гидрообработки типично обеспечивают повышение выходов, сокращение продолжительности реакций и улучшение свойств продуктов, по сравнению с прежними (некаталитическими термическими) процессами преобразования сырых нефтей в очищенные продукты.
Катализаторы гидрообработки, типично используемые в современных промышленных областях, классифицируются как катализаторы на носителях. Эти носители катализаторов, которые в общем представляют собой молекулярные сита, такие как алюмофосфаты кремния (8ΑΡΘ) или цеолиты, часто состоят из таких материалов, как оксид кремния, оксид алюминия, оксид циркония, глина или некоторые гибриды таковых. Носитель импрегнируют более дорогостоящим материалом, который придает более высокую фактическую каталитическую активность. Эти каталитические материалы типично включают металлы, такие как никель, молибден и кобальт. В некоторых случаях могут быть использованы платина, палладий и вольфрам.
Недавно появилось новое поколение катализаторов гидрообработки. Эти катализаторы не нуждаются в материале носителя. Вместо этого катализатор включает каталитические частицы микронного размера без носителя, такие как сульфид молибдена или сульфид никеля. Благодаря таким факторам, как увеличенная площадь поверхности и прочие факторы, которые здесь не обсуждаются, эти катализаторы являются во много раз более активными, чем традиционные катализаторы на носителях. По сравнению с традиционными катализаторами на носителях производительность в огромной степени возрастает во время операций конверсии. Одной областью, в которой эти высокоактивные катализаторы без носителя в настоящее время употребляются, является гидрокрекинг вакуумного газойля. В процессе, который применяется при проведении гидрокрекинга тяжелого остатка, эти катализаторы без носителя часто страдают от осаждения большого количества металлов (в частности, ванадия) и кокса, что увеличивает необходимость в свежеприготовленном катализаторе.
Один недостаток катализаторов как на носителях, так и без носителей заключается в их высокой стоимости. Типично затраты на замену дорогостоящего катализатора, основанного на благородных металлах, могут составить основную статью эксплуатационных расходов нефтеперегонного или химического предприятия. Поэтому появился рынок утилизации израсходованных катализаторов и, конкретно, отработанных катализаторов гидрообработки, чтобы можно было регенерировать ценные металлы. Еще более эту потребность стимулирует нынешняя высокая цена разнообразных металлов. Сейчас в различных местах по всему миру переработкой израсходованных катализаторов занимаются несколько промышленных компаний. Однако, к сожалению, эти перерабатывающие предприятия, основанные на обжиге (или пирометаллургии), рассчитаны на регенерацию металлов из катализаторов, осажденных на носителях.
Вследствие высоких концентраций дорогостоящих металлов, в особенности молибдена и никеля, используемых в этом новом поколении катализаторов без носителя, возникла потребность в экономичном способе извлечения металлических катализаторов без носителя, который рассчитан на получение сырьевого отработанного катализатора, не содержащего масла, для повышения эффективности регенерации катализатора. Находящаяся одновременно на рассмотрении патентная заявка с серийным номером 11/192522 раскрывает новый способ удаления металлов из отработанного катализатора без носителя. В этом способе отработанный катализатор без носителя подвергают обработке в реакциях выщелачивания. Ванадий удаляют в виде осадка, тогда как раствор, содержащий молибден и никель, вводят в дальнейшие стадии экстракции для удаления этих металлов. В этом способе важно приготовление не содержащего масла извлеченного катализатора в качестве исходного материала для выделения металлов и регенерации катализатора. Настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность и представляет новый и экономичный способ удаления всех углеводородных жидких материалов из отработанных катализаторов гидрокрекинга в качестве предварительной стадии извлечения металлов из отработанного катализатора.
Соответственно этому настоящее изобретение в общем нацелено на новый способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии твердого материала и углеводородной жидкости, включающий: (ί) осаждение или флокуляцию тяжелой фракции углеводородной жидкости так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал, (п) отделение тяжелой фракции от легкой фракции центрифугированием и (ίίί) крекирование до кокса осажденной комбинации для удаления, по существу, всех жидких углеводородных материалов из твердого материала для получения сухого твердого материала, пригодного для процессов извлечения металлов и регенерации катализатора.
В технологии известны разнообразные способы отделения мелких твердых частиц катализатора от
- 1 016272 углеводородных жидкостей, образующихся в процессах гидроконверсии. Например, патент США № 5008001 на имя Кйатига с1 а1. раскрывает способ отделения твердых частиц катализатора от тяжелого масла, который в одном варианте осуществления состоит в центрифугировании суспензии масла и катализатора и термической сушке полученного осадка катализатора при температурах и/или временах пребывания, ограниченных так, чтобы предотвратить или свести к минимуму закоксовывание оставшегося тяжелого масла. В еще одном примере, патенте США № 6511937 на имя Веатбеи с1 а1., представлен способ извлечения деасфальтированной нефти и деасфальтированной растворителем горной породы из системы суспензионной гидрообработки и кальцинирования деасфальтированного твердого остатка при предельно высокой температуре около 1200°Р (648,9°С) для получения зольного каталитического прекурсора, который возвращают рециркуляцией обратно в систему суспензионной гидрообработки. В еще одном примере, патенте США № 6974824 на имя §реиа е1 а1., раскрыты система и способ извлечения катализатора из суспензии, включающей катализатор и остаточные углеводороды, нагреванием суспензии для испарения углеводородов в нагревателе, предпочтительно скомпонованном для предотвращения закоксовывания. Наконец, в примере патента США № 4732664 на имя Матйш представлен способ отделения тонкодисперсных твердых частиц от жидких продуктов гидрообработки, включающих осажденные из подвергнутых гидрообработке жидкостей асфальтены, в котором процесс осаждения способствует агломерированию твердых частиц и удалению агломерированных частиц из жидкости центрифугированием. Высушивание твердого продукта, полученного из сгущенного стока центрифуги, упоминается как способ удаления остаточных углеводородных жидкостей.
Цель настоящего изобретения состоит в усовершенствовании представленных выше способов отделения частиц катализатора из углеводородной жидкой суспензии как таковых, такое изобретение подробнее описано ниже.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение в общем направлено на способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии твердого материала и углеводородной жидкости путем осаждения или флокуляции тяжелой фракции углеводородной жидкости с помощью эффективного количества осаждающего или флокулирующего средства так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал.
Инкапсулированный дисперсный твердый материал затем отделяют от остальной легкой фракции углеводородной жидкости и осаждающего средства, высушивают при высокой температуре с образованием кокса и готовят для дальнейшей обработки, чтобы отделить дисперсный твердый материал от тяжелой закоксованной фракции и извлечь ценные металлы для синтеза нового катализатора.
Более конкретно, но не в качестве ограничения, настоящее изобретение направлено на способ, применимый для отделения ультратонкого дисперсного твердого материала, содержащего отработанный или частично отработанный катализатор с частицами микронного или субмикронного размера, от углеводородного масла, которое получается в качестве отводимой суспензии из реактора для гидрообработки или гидрокрекинга. Способ согласно настоящему изобретению представляет собой предварительную стадию для процесса извлечения металлов из катализатора и имеет преимущество перед общеупотребительными способами разделения масла и твердого материала в том, что он создает закоксованный твердый каталитический материал, который не содержит жидких углеводородных загрязнений, который улучшает эффективность способов извлечения ценных металлов и синтеза свежего катализатора.
Соответственно этому настоящее изобретение направлено на способ отделения твердого материала от углеводородной жидкости, включающий следующие стадии:
a) получение отводимой суспензии, содержащей углеводородную жидкость и твердый материал,
b) охлаждение отводимой суспензии,
c) смешение отводимой суспензии с флокулянтом и с образованием первой смеси, содержащей углеводородную жидкость, первый растворитель и осадок (флокулят), содержащий твердый материал,
6) отделение первой смеси в первой центрифуге с образованием второй смеси и третьей смеси, в которых вторая смесь содержит флокулят с низкой концентрацией, и третья смесь содержит флокулят с высокой концентрацией,
е) разделение второй смеси по меньшей мере в одной второй центрифуге с образованием четвертой смеси, содержащей первый растворитель и углеводородную жидкость, и пятой смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией,
ί) объединение третьей смеси и пятой смеси в расходном баке с образованием конечной смеси, включающей флокулят с высокой концентрацией, первый растворитель с низкой концентрацией и углеводородную жидкость с низкой концентрацией,
д) высушивание конечной смеси в сушильном устройстве с образованием смеси паров углеводородов и закоксованного материала, в которой пары углеводородов содержат первый растворитель, легкую фракцию углеводородной жидкости и захваченные количества твердого материала, и в котором закоксованный материал включает твердый материал и тяжелую фракцию углеводородной жидкости,
11) выведение смеси паров углеводородов из сушильного устройства и разделение захваченных количеств твердого материала, растворителя и легкой фракции углеводородной жидкости с помощью сис
- 2 016272 темы из одного или более конденсаторов и одной или более разделительных колонн,
ί) извлечение закоксованного материала из сушильного устройства.
Краткое описание чертежа
Чертеж изображает схематическую диаграмму предпочтительного варианта исполнения системы для реализации способа отделения ультратонкого дисперсного твердого материала от углеводородной жидкости, как здесь представлено.
Подробное описание изобретения
Был найден новый способ, который позволяет экономично извлекать каталитические твердые материалы, которые могут представлять собой полностью отработанный катализатор или смесь активного катализатора и отработанного катализатора, из отводимой суспензии реактора для гидрокрекинга в качестве подготовительной стадии для извлечения металлов и регенерации/синтеза катализатора. Заявленный способ включает стадии осаждения тяжелой углеводородной фракции вместе с частицами катализатора из отводимой суспензии с помощью флокулирующего средства, такого как растворитель (также называемый как флокулянт), с образованием тяжелого углеводородного флокулята, в котором инкапсулированы твердые частицы катализатора (также называемые как флокулят), отделения осажденного твердого флокулята, состоящего из тяжелых углеводородов и твердого катализатора, от углеводородной жидкости, и высушивания твердого комплекса тяжелых углеводородов и катализатора в условиях коксования для получения твердого материала, который не содержит углеводородной жидкости и который может быть легко приготовлен для операций извлечения металлов и регенерации катализатора.
Чертеж иллюстрирует, как отводимую суспензию, содержащую углеводородные жидкости и отработанный катализатор, подают по трубопроводу 10 в теплообменник 20 и затем по трубопроводу 15 по меньшей мере в один смесительный бак 30, 31, в котором отводимая суспензия смешивается с флокулирующим средством, таким как растворитель, пригодный для осаждения асфальтенов, который подают в смесительный бак 30. Свежий растворитель подают в смесительный бак 30 по трубопроводу 11 и рециркуляционный растворитель подают в смесительный бак 30 по трубопроводу 201. Пригодные для осаждения асфальтенов растворители включают, без ограничения, лигроин, тяжелый лигроин, легкий лигроин, гексан, гептан и имеющиеся в продаже на рынке растворители, такие как растворители серии 8йе18о1™ 100. Отводимая суспензия содержит катализатор в массовой концентрации, варьирующей от 5 до 40% твердых частиц катализатора, предпочтительно от 15 до 30% твердых частиц катализатора, наиболее предпочтительно от около 20 до 30% твердых частиц катализатора. Главную часть твердых частиц катализатора будет составлять отработанный катализатор, и небольшая часть будет представлять собой активированный катализатор, однако предпочтительно весь катализатор в отводимой суспензии будет отработанным катализатором. Далее все твердые частицы катализатора, извлекаемые из отводимой суспензии, представляют собой катализаторы без носителей. Диаметр частиц твердых катализаторов, содержащихся в отводимой суспензии, будет составлять 100 мкм или менее, предпочтительно от около 40 до 80 мкм и наиболее предпочтительно от 0,01 до 40 мкм. Важный аспект настоящего изобретения заключается в том, что отводимая суспензия содержит по меньшей мере 2,5 вес.% асфальтенов. Любая отводимая суспензия, содержащая меньше чем это количество асфальтенов, может быть смешана с любой обогащенной асфальтенами добавкой, такой как вакуумный газойль, тяжелая сырая нефть, термостойкие тяжелые дистилляты, масла, декантированные в процессе жидкостного каталитического крекинга (РОС), и смазочные масла. Отводимую суспензию выдерживают в охлаждающей установке 20 в течение периода времени, достаточного для охлаждения суспензии до температуры около 65°С. Охлажденную отводимую суспензию затем через трубопровод 15 подают в один или более смесительных баков 30, 31 и смешивают с выбранным растворителем для осаждения асфальтенов при массовом отношении растворителя к суспензии между около 3:1 и 1:3, предпочтительно от 2:1 до 1:2 и наиболее предпочтительно 1:1 в течение по меньшей мере 20 мин. Наиболее эффективное применимое массовое отношение растворителя к суспензии может быть легко определено квалифицированным специалистом в этой области технологии и будет зависеть от разнообразных факторов, включающих, например, содержание асфальтенов в суспензии, конкретный употребляемый растворитель и желательную степень извлечения твердых частиц. Температуру смеси отводимой суспензии и растворителя поддерживают приблизительно при 65°С в течение периода времени, достаточного для обеспечения существенного осаждения асфальтенов, хотя эта температура может варьировать от около 55 до около 75°С. Температуру смеси поддерживают путем циркуляции смеси через контур для поддержания температуры, включающий трубопровод 70, трубопровод 71, охлаждающую установку 50, нагревательное приспособление 40 и трубопровод 60. Период времени, необходимый для обеспечения существенного осаждения асфальтенов из смеси, будет варьировать в зависимости от содержания асфальтенов в смеси, выбранного растворителя и температуры смеси, но обычно будет в диапазоне от 15 мин до 1 ч, предпочтительно от около 15 до 30 мин и наиболее предпочтительно по меньшей мере около 20 мин.
Когда осаждение большей части или всего количества асфальтенов в смеси завершается, смесь подают по трубопроводу 72 в центрифугу 75 первой стадии, которая работает с перегрузкой от около 2000 до 3500 О (где О обозначает ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2), предпочтительно от около 2500 до 3000 О, для разделения смеси на две фазы: фазу 1, называемую здесь как верхний слив (центри
- 3 016272 фугат), содержащую углеводородную жидкость и от 10 до 30 вес.% исходных твердых частиц, подведенных к центрифуге, и фазу 2, называемую здесь как сгущенный сток (осадок), содержащую главным образом (от около 70 до 90 вес.% от общего количества твердых частиц, подведенных к центрифуге) осажденные асфальтены, заключающие в себе твердые частицы катализатора, и около 40 вес.% углеводородной жидкости и растворителя. Фазу центрифугата подают по трубопроводу 80 в нагреваемый смесительный бак 110, разбавляют в названном смесительном баке дополнительным количеством растворителя, если содержание твердого вещества превышает 5%, затем по трубопроводу 111 подают во вторую центрифугу 120, которая типично работает с перегрузкой около 9000 С. Центрифугат из названной второй центрифуги подают по трубопроводу 121 в обычный конденсатор 130 для регенерации растворителя и конденсатор 160 для отделения масла. Любые твердые вещества, извлеченные на стадии выделения твердых частиц, подают через трубопровод 131 и насос 191 обратно в смесительные баки 30, 31 для первоначальной отводимой суспензии по трубопроводу 201 или, необязательно, в смесительный бак 110 второй стадии по трубопроводу 202. Регенерированный растворитель рециркулирует в смесительный бак 30 по трубопроводу 201. Сгущенный сток из названной второй центрифуги подают по трубопроводу 122 и объединяют со сгущенным стоком из центрифуги первой стадии в расходном баке 100.
Сгущенный сток из центрифуги первой стадии подают по трубопроводу 90 в расходный бак 100 и объединяют со сгущенным стоком из центрифуги 120 второй стадии. Объединенный сгущенный сток из центрифуги 75 первой стадии и центрифуги 120 второй стадии смешивают в расходном баке 100 с образованием объединенной суспензионной смеси, которую затем подают по трубопроводу 210 в сушильное устройство 220. Сушильное устройство 220 может представлять собой любое устройство, известное квалифицированным специалистам в этой области технологии как пригодное для испарения углеводородных жидкостей, содержащихся в суспензии углеводородной жидкости и твердых веществ, и коксования любой тяжелой углеводородной фракции, содержащейся в углеводородных жидкостях.
Предпочтительно такое сушильное устройство представляет собой обжиговую печь с наружным отоплением, вращающуюся обжиговую печь с наружным отоплением, сушилку с наружным обогревом, вращающуюся сушилку с наружным обогревом, вакуумную сушилку, установку Иехюокет или любое такое сушильное устройство, по существу, с такой производительностью, как вышеупомянутая. Наиболее предпочтительным сушильным устройством для целей настоящего изобретения является вращающаяся обжиговая печь с наружным отоплением. Объединенную суспензионную смесь нагревают в сушильном устройстве 220 до надлежащей температуры кальцинирования между около 350 и около 550°С, такую температуру поддерживают в течение времени пребывания, достаточного для получения закоксованного твердого материала и потока газообразных углеводородов. Атмосфера в сушильном устройстве является инертной, которая предпочтительно представляет собой бескислородную азотную атмосферу, но может быть любой другой инертной неокислительной атмосферой или вакуумированной средой. Газ из сушильного устройства выводят и подают по трубопроводу 221 в конденсатор 160 для отделения масла. Любые твердые вещества, захваченные газом из обжиговой печи, отделяют в конденсаторе 160 для отделения масла и пускают в рециркуляцию по трубопроводам 200 и 201 в смесительные баки 30, 31 для отводимой суспензии или, необязательно, по трубопроводу 202 в смесительный бак 110. Закоксованный твердый материал с помощью подходящего приспособления 222, такого как шнек, шнековый конвейер, воронка-затвор, или самотеком подают в резервуар для гашения водой или распылительный резервуар 230 для термического удара и разрушения агломератов закоксованного дисперсного материала и охлаждения материала до температуры, достаточной для формирования водной суспензии закоксованных твердых частиц. Горячие пары из резервуара для гашения водой подают через теплообменник 235 по трубопроводу 231 на последующую обработку газов. Водную суспензию закоксованных твердых частиц по трубопроводу 240 подают в мельницу, предпочтительно вертикальную мельницу или дисковую мельницу 290, и в ней уменьшают размер частиц до уровня от 10 до 60 мкм, предпочтительно от около 10 до 40 мкм и наиболее предпочтительно от около 15 до 20 мкм, в приготовлении к дальнейшим процессам извлечения металлов, таким, которые представлены в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке 11/192522. В процессе охлаждения и размалывания закоксованного катализатора могут быть проведены предварительные стадии извлечения металлов, такие как добавление аммиака для стимулирования выщелачивания металлов и регулирования величины рН. Необязательно, если водная суспензия закоксованных твердых материалов не требуется, закоксованные твердые материалы могут быть охлаждены в твердом виде в системе с наружным охлаждением, которая дает сухой закоксованный твердый продукт.
Вышеописанный способ отделения ультратонких каталитических материалов от углеводородной жидкости применим в сочетании с любой системой суспензионной гидрообработки, для которой будут полезными регенерация и повторное использование каталитических материалов. В частности, этот способ применим в сочетании с системами суспензионной гидрообработки и катализаторами, раскрытыми в приведенных ниже патентах США, описания которых приведены здесь для сведения: 4557821; 4710486; 4762812;4824821;4857496; 4970190; 5094991; 5162282; 5164075; 5178749; 5294329; 5298152 и 5484755. Нижеследующий пример иллюстрирует один способ удаления твердых частиц отработанного катализатора из углеводородной жидкой суспензии, содержащей таковые, но не должен толковаться как ограни
- 4 016272 чение многих средств и способов, которыми могут быть реализованы способы согласно настоящему изобретению.
Пример.
Для демонстрации настоящего изобретения провели стендовое испытание в лабораторном масштабе для определения минимального содержания асфальтенов, желательного для эффективного успешного осаждения или флокуляции асфальтенов (флокулята) при воздействии флокулирующего средства (флокулянта), такого как гептан или лигроин. Эти испытания показали, что минимальное пороговое значение содержания асфальтенов в 2,5 вес.% является предпочтительным для успешной флокуляции дисперсного материала микронного размера, суспендированного в углеводородных текучих средах, таких как суспензионный катализатор. Также было определено, что масла с недостаточным содержанием асфальтенов могут быть обогащены асфальтенами добавлением богатых таковыми материалов, такими как вакуумный газойль, как в данном примере, или другого тяжелого масла, содержащего асфальтены. Соответственно этому суспензию углеводородного масла, содержащую приблизительно 20 вес.% твердых катализаторов и имеющую содержание асфальтенов по меньшей мере 2,5 вес.% (как измерено с помощью асфальтенового теста с горячим гексаном (метод контроля 10810)), перемешивали с растворителемфлокулянтом, известным как способствующий осаждению асфальтенов, в массовом отношении 1:1 в течение 20 мин в нагреваемом смесительном баке. Испытания проводили с использованием двух различных растворителей: гептанового растворителя и тяжелого лигроинового растворителя, содержащего 35% парафиновых соединений. Температуру смеси поддерживали при 65°С в течение 30 мин для обеспечения надлежащего времени осаждения асфальтенов. Этот способ успешно привел к осаждению асфальтенового флокулята, включающего асфальтены и твердые частицы катализатора. Для подтверждения агломерирования твердого материала вместе с осажденными асфальтенами отобрали образец флокулята для микроскопического исследования, которое показало твердые частицы катализатора, инкапсулированные в осажденном асфальтеновом флокуляте.
В следующей стадии смесь масла, растворителя, флокулянта центрифугировали в горизонтальной декантационной центрифуге первой стадии, работающей с перегрузкой от 2500 до 3000 С (где С обозначает ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2). Из центрифуги твердые вещества, состоящие из катализатора, инкапсулированного в осажденных асфальтенах, и некоторого количества жидкостей, перенесли в питающий бак для обжиговой печи в виде пасты из сгущенного стока центрифуги, тогда как большая часть жидкостей в центрифуге перешла в центрифугат. Волюметрический анализ образцов из жидкого центрифугата показал, что от 10 до 15% исходного содержания твердого вещества (катализатор и осажденные асфальтены), загруженного в центрифугу, остались в жидком центрифугате. Этот жидкий центрифугат собрали в отдельный, второй, нагреваемый бак, поддерживаемый при температуре 65°С, и разбавили дополнительным флокулирующим растворителем, если содержание твердых веществ превышало весовую концентрацию около 5%. Образцы жидкого центрифугата были получены и протестированы для определения концентрации твердых веществ. После выдерживания во втором нагреваемом баке в течение времени, достаточного для достижения желательной степени осаждения/флокуляции асфальтенов (по меньшей мере 30 мин), жидкий центрифугат перенесли в центрифугу второй стадии, которая в этом примере представляла собой вертикальную машину, работающую при перегрузке около 9000 С, в которой получили суспензию сгущенного стока с концентрацией твердого материала приблизительно от 10 до 20 вес.%, и центрифугат, состоящий из углеводородной жидкой смеси, содержащей менее чем около 2 вес.% твердого материала.
Жидкий центрифугат из центрифуги второй стадии затем обработали общеупотребительными лабораторными методами для разделения растворителя, масла и остаточных твердых компонентов. На основе производственной практики предполагается, что регенерация растворителя, масла и твердых веществ в этом аспекте изобретения будет проводиться с помощью обычных конденсаторов и выпарных установок, известных в технологии.
В реальной производственной практике и как изображено на чертеже, суспензию сгущенного стока из центрифуги второй стадии смешивают с суспензией сгущенного стока из центрифуги первой стадии в расходном баке обжиговой печи. Однако в данном примере стадию объединения суспензии сгущенного стока первой стадии и суспензии сгущенного стока второй стадии опустили, поскольку это не было критически важным для подтверждения применимости настоящего изобретения. Соответственно этому только суспензионную смесь из центрифуги первой стадии поместили в сушильную установку, которая в этом примере представляла собой вращающуюся обжиговую печь с наружным отоплением, и затем высушили путем кальцинирования в обжиговой печи в бескислородной атмосфере под слоем азота при температуре между приблизительно 350 и 550°С, в течение минимального времени пребывания приблизительно 45 мин. Такая высокая температура процесса обусловливает разрушение асфальтенов, приводя к образованию закоксованного твердого материала и потока паров углеводородов.
В процессе кальцинирования некоторая часть растворителя, легкая фракция углеводородной жидкости и головные погоны расщепленных асфальтенов испаряются и отделяются от катализатора в форме смеси паров, которая также содержит захваченный твердый материал, который был распылен в тонкий порошок. Эту парообразную смесь растворителя, легкой углеводородной фракции и захваченных пыле
- 5 016272 видных твердых веществ пропустили из обжиговой печи в обычную систему конденсаторов для извлечения растворителя и твердых веществ.
Оставшуюся часть фракционированных асфальтенов и тяжелую фракцию углеводородных жидкостей кальцинировали и термически преобразовали в кокс и инкапсулированный твердый материал, получив, в данном примере, закоксованный катализатор.
Закоксованный катализатор удалили из обжиговой печи при температуре приблизительно 350°С и в этом примере пропустили через вращающийся охладитель с наружным водяным охлаждением перед помещением в барабаны для хранения, чтобы держать для последующей обработки и подготовки к процессам извлечения металлов. В реальной производственной практике предполагается, что закоксованный катализатор будет удален из обжиговой печи и затем немедленно перенесен в бак для гашения водой, чтобы разрушить агломераты закоксованного твердого материала и создать водную суспензию. Водная суспензия может быть затем перенесена в вертикальную размалывающую установку, разбавлена до содержания примерно 50 вес.% твердых веществ и размолота до конечного размера частиц приблизительно 16 мкм. Закоксованный материал, будучи удаленным из обжиговой печи в данном примере, был предельно тонкодисперсным и потребовал небольших усилий для размалывания до конечного размера частиц около 16 мкм для целей выщелачивания. Размалывание закоксованного материала проводили в дисковой мельнице, в присутствии керамических измельчительных шариков, в которую добавляли воду для получения закоксованного твердого вещества с весовой концентрацией, варьирующей от около 40 до 55%. Массовое отношение закоксованного твердого материала к керамическим измельчительным шарикам было приблизительно 1:1. В этом примере конечный продукт представлял собой суспензию из воды, катализатора и кокса, имеющую диаметр частиц около 16 мкм. Дополнительно частичные испытания на выщелачивание, проведенные во время процесса размалывания, включающего добавление эффективного количества аммиака, показали, что инициирование извлечения металлов может быть реализовано уже на этой стадии.

Claims (35)

1. Способ отделения дисперсного твердого материала от углеводородной жидкости, включающий следующие стадии:
a) получают отводимую суспензию, содержащую углеводородную жидкость и твердый материал,
b) охлаждают отводимую суспензию,
c) смешивают отводимую суспензию с флокулянтом и образовывают первую смесь, содержащую углеводородную жидкость, первый растворитель и флокулят, содержащий твердый материал,
ά) отделяют первую смесь в первой центрифуге с образованием второй смеси и третьей смеси, в которых вторая смесь содержит флокулят с низкой концентрацией, и третья смесь содержит флокулят с высокой концентрацией,
е) разделяют вторую смесь по меньшей мере в одной второй центрифуге с образованием четвертой смеси, содержащей первый растворитель и углеводородную жидкость, и пятой смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией,
I) объединяют третью смесь и пятую смесь в расходном баке с образованием конечной смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией, первый растворитель с низкой концентрацией и углеводородную жидкость с низкой концентрацией,
д) высушивают конечную смесь в сушильном устройстве с образованием смеси паров углеводородов и закоксованного материала, в которой пары углеводородов содержат растворитель, легкую фракцию углеводородной жидкости и захваченные количества твердого материала, и в котором закоксованный материал включает твердый материал и тяжелую фракцию углеводородной жидкости,
II) выводят смесь паров углеводородов из сушильного устройства и разделяют захваченные количества твердого материала, растворителя и легкой фракции углеводородной жидкости с помощью системы из одного или более конденсаторов и одной или более разделительных колонн,
ί) извлекают закоксованный материал из сушильного устройства.
2. Способ по п.1, в котором твердый материал содержит катализатор.
3. Способ по п.2, в котором катализатор содержит основное количество отработанного катализатора и небольшое количество активного катализатора.
4. Способ по п.1, в котором первый растворитель представляет собой флокулянт для асфальтенов и его выбирают из группы, состоящей из лигроина, тяжелого лигроина, легкого лигроина, гексана и гептана.
5. Способ по п.4, в котором первый растворитель выбирают для способствования осаждению асфальтенов.
6. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно добавляют отводимую суспензию в один или более смесительных баков.
7. Способ по п.6, в котором один или более смесительных баков соединены со средствами контроля температуры отводимой суспензии.
- 6 016272
8. Способ по п.1, в котором первая центрифуга представляет собой горизонтальную декантационную центрифугу, и вторая центрифуга представляет собой вертикальную центрифугу.
9. Способ по п.1, в котором флокулят в стадии с) представляет собой асфальтен.
10. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно смешивают отводимую суспензию и первый растворитель в течение периода времени, достаточного для обеспечения формирования флокулята.
11. Способ по п.10, в котором период времени составляет от около 15 мин до 1 ч.
12. Способ по п.10, в котором период времени составляет от около 15 до 30 мин.
13. Способ по п.10, в котором период времени составляет около 30 мин.
14. Способ по п.1, в котором первая смесь стадии с) включает массовое отношение растворителя к отводимой суспензии от около 3:1 до около 1:3.
15. Способ по п.14, в котором первая смесь стадии с) включает массовое отношение растворителя к отводимой суспензии от около 2:1 до около 1:2.
16. Способ по п.15, в котором массовое отношение отводимой суспензии к растворителю составляет около 1:1.
17. Способ по п.1, в котором первую смесь поддерживают при температуре между около 55 и 75°С.
18. Способ по п.16, в котором первую смесь поддерживают при температуре около 65°С.
19. Способ по п.1, в котором сушильное устройство стадии д) выбирают из группы, состоящей из обжиговой печи с наружным отоплением и вращающейся обжиговой печи с наружным отоплением, сушилки с наружным обогревом, вращающейся сушилки с наружным обогревом, вакуумной сушилки и установки Р1ехюокег.
20. Способ по п.1, в котором дополнительно добавляют твердый материал из стадии 11) к отводимой суспензии в стадии а).
21. Способ по п.1, в котором на стадии ί) дополнительно гасят закоксованный твердый материал в резервуаре для гашения водой с образованием водной суспензии закоксованного твердого материала.
22. Способ по п.21, который дополнительно включает размалывание водной суспензии закоксованного материала в подходящей размалывающей установке, в результате чего сокращают размер частиц закоксованного твердого материала до уровня от около 10 до 60 мкм.
23. Способ по п.22, в котором размер частиц закоксованного твердого материала сокращают до уровня от около 10 до 40 мкм.
24. Способ по п.23, в котором размер частиц закоксованного твердого материала сокращают до уровня от около 15 до 20 мкм.
25. Способ по п.1, в котором на стадии д) дополнительно кальцинируют конечную смесь в атмосфере, выбранной из группы, состоящей из инертной атмосферы и вакуумированной атмосферы.
26. Способ по п.25, в котором инертная атмосфера представляет собой азотную атмосферу.
27. Способ по п.26, в котором дополнительно кальцинируют конечную смесь в обжиговой печи при температуре от около 350 до 550°С.
28. Способ по п.1, в котором отводимая суспензия включает по меньшей мере 2,5 вес.% асфальтена.
29. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно добавляют тяжелую углеводородную жидкость к отводимой суспензии в количестве, достаточном для повышения содержания асфальтенов в отводимой суспензии по меньшей мере до 2,5 вес.%.
30. Способ по п.29, в котором тяжелую углеводородную жидкость выбирают из группы, состоящей из вакуумного газойля, тяжелой сырой нефти, термостойких тяжелых дистиллятов, масел, декантированных в процессе жидкостного каталитического крекинга (ТСС), и смазочных масел.
31. Способ по п.2, в котором катализатор представляет собой суспензионный катализатор, выбираемый из группы, состоящей из суспензионных катализаторов на основе сульфидов металлов νίΒ группы и суспензионных катализаторов на основе сульфидов металлов νίΒ группы, промотированных металлом VIII группы.
32. Способ по п.1, в котором стадия а) дополнительно включает получение отводимой суспензии из реакторного резервуара.
33. Способ по п.32, в котором реакторный резервуар выбирают из группы, состоящей из реакторов для гидрокрекинга, реакторов для гидрообработки, реакторов с кипящим слоем, реакторов типа барботажной колонны и суспензионных реакторов.
34. Способ по п.22, в котором дополнительно добавляют эффективное количество химиката для выщелачивания металлов к водной суспензии закоксованного твердого материала и поддерживают при этом температуру при около 98°С.
35. Способ по п.22, в котором химикат для выщелачивания металлов представляет собой аммиак.
EA200970659A 2006-12-29 2007-12-14 Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости EA016272B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/618,244 US7674369B2 (en) 2006-12-29 2006-12-29 Process for recovering ultrafine solids from a hydrocarbon liquid
PCT/US2007/087518 WO2008082911A1 (en) 2006-12-29 2007-12-14 A process for recovering ultrafine solids from a hydrocarbon liquid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970659A1 EA200970659A1 (ru) 2010-02-26
EA016272B1 true EA016272B1 (ru) 2012-03-30

Family

ID=39582356

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970659A EA016272B1 (ru) 2006-12-29 2007-12-14 Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости

Country Status (9)

Country Link
US (2) US7674369B2 (ru)
EP (1) EP2111273A4 (ru)
JP (1) JP5453108B2 (ru)
KR (1) KR101505695B1 (ru)
CN (1) CN101583405B (ru)
BR (1) BRPI0720629A2 (ru)
CA (1) CA2673643C (ru)
EA (1) EA016272B1 (ru)
WO (1) WO2008082911A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2624864C1 (ru) * 2016-09-21 2017-07-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ переработки мазута и тяжелого нефтяного сырья в дистиллятные фракции

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7790646B2 (en) 2007-12-20 2010-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Conversion of fine catalyst into coke-like material
US8080155B2 (en) * 2007-12-20 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
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
US9290826B2 (en) * 2007-12-20 2016-03-22 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US20090023965A1 (en) 2008-05-01 2009-01-22 Intevep, S.A. Dispersed metal sulfide-based catalysts
US8080154B2 (en) * 2008-12-30 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US8178461B2 (en) * 2008-12-30 2012-05-15 Chevron U.S.A. Inc Thermal treatment processes for spent hydroprocessing catalyst
US8114802B2 (en) * 2008-12-30 2012-02-14 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US20100163499A1 (en) * 2008-12-30 2010-07-01 Odueyungbo Seyi A Optimizing solid / liquid separation with solvent addition
FR2958657B1 (fr) 2010-04-13 2012-05-11 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion de charges petrolieres via une technologie en slurry permettant la recuperation des metaux du catalyseur et de la charge mettant en oeuvre une etape de cokefaction.
FR2958656B1 (fr) 2010-04-13 2012-05-11 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion de charges petrolieres via une technologie en slurry permettant la recuperation des metaux du catalyseur et de la charge mettant en oeuvre une etape d'extraction.
US8636967B2 (en) * 2010-01-21 2014-01-28 Intevep, S.A. Metal recovery from hydroconverted heavy effluent
US9168506B2 (en) * 2010-01-21 2015-10-27 Intevep, S.A. Additive for hydroconversion process and method for making and using same
GB2478332A (en) 2010-03-04 2011-09-07 Grimley Smith Associates Method of metals recovery from refinery residues
WO2011137227A1 (en) * 2010-04-29 2011-11-03 The Regents Of The University Of Colorado, A Body Corporate High flux sapo-34 membranes for co2/ch4 separation and template removal method
US8575061B2 (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
JP5797766B2 (ja) 2010-11-11 2015-10-21 シェブロン ユー.エス.エー. インコーポレイテッド 水素化変換多金属触媒及びその作製方法
US8586500B2 (en) 2010-11-11 2013-11-19 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8575062B2 (en) 2010-11-11 2013-11-05 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
JP5745960B2 (ja) * 2011-07-11 2015-07-08 出光興産株式会社 重質油中の金属及び金属含有触媒の定量方法
SG11201501635QA (en) 2012-09-05 2015-04-29 Chevron Usa Inc Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8815185B1 (en) 2013-03-04 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals
US9127216B2 (en) 2013-05-07 2015-09-08 Uop Llc Process and apparatus for recycling a deashed pitch
US9834730B2 (en) 2014-01-23 2017-12-05 Ecolab Usa Inc. Use of emulsion polymers to flocculate solids in organic liquids
US9771524B2 (en) 2014-06-13 2017-09-26 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for improving a hydrocarbon feed
WO2015191236A1 (en) 2014-06-13 2015-12-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon upgrading
US20160137930A1 (en) * 2014-11-18 2016-05-19 Uop Llc Slurry hydrocracking process using spent hydroprocessing catalyst
WO2016081115A1 (en) * 2014-11-18 2016-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separation of asphaltenes using a flocculating agent
WO2016099787A1 (en) 2014-12-17 2016-06-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods and systems for treating a hydrocarbon feed
ITUB20159304A1 (it) * 2015-12-22 2017-06-22 Eni Spa Procedimento per il trattamento di correnti di spurgo da raffineria.
CN108328761B (zh) * 2017-08-29 2023-08-29 华东理工大学 Mto水洗水工艺连续运行周期延长的方法及装置
US20190233746A1 (en) * 2018-01-31 2019-08-01 Uop Llc Process and apparatus for deasphalting and pitch conversion
CN108587678B (zh) * 2018-04-12 2020-09-11 深圳市广昌达石油添加剂有限公司 催化裂化油浆沉降剂和油浆中的催化剂颗粒的脱除方法
US11499103B2 (en) 2018-09-25 2022-11-15 Eni S.P.A. Process for the hydroconversion of heavy oil products with recycling
IT201800020818A1 (it) 2018-12-21 2020-06-21 Eni Spa Procedimento di idroconversione di miscele di polimeri
MX2021013293A (es) * 2019-05-09 2021-12-10 Arq Ip Ltd Procesos de uso de carbon purificado para mejorar componentes de procesos de refinacion en la fabricacion de coque de petroleo.
US11713420B2 (en) * 2020-01-06 2023-08-01 Petroteq Energy, Inc. System and method for extracting liquid and solid hydrocarbons and their derivatives

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4411874A (en) * 1982-04-29 1983-10-25 Sca Services, Inc. Detoxification of spent antimony halide catalyst and recovery of antimony values
US5420088A (en) * 1993-01-26 1995-05-30 Battelle Memorial Institute Electrochemical catalyst recovery method
US5424263A (en) * 1993-04-23 1995-06-13 Quantum Chemical Corporation Supported polymerization catalyst
US20030098262A1 (en) * 2000-01-24 2003-05-29 Rendall John S. Supercritical hydro extraction of kerogen and aqueous extraction of alumina and soda ASH with a residue for portland cement production
US20060272982A1 (en) * 2004-12-22 2006-12-07 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy charge stocks such as heavy crude oils and distillation residues

Family Cites Families (81)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2313940A (en) 1941-01-14 1943-03-16 Vickers Petroleum Co Of Delawa Catalytic cracking and reclamation of catalysts
US2521757A (en) 1945-12-15 1950-09-12 Houdry Process Corp Conversion of heavy hydrocarbon materials
US3455677A (en) 1967-04-27 1969-07-15 Union Carbide Corp Process for recovering copper and molybdenum from ore concentrates
US3763303A (en) 1971-12-13 1973-10-02 American Metal Climax Inc Recovery of molybdenum from spent catalyst
US3903241A (en) 1973-10-10 1975-09-02 Universal Oil Prod Co Hydrometallurgical recovery of nickel values from laterites
DE2504488C2 (de) 1975-02-04 1985-06-13 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zum Abtrennen der Feststoffe aus staubhaltigen hochsiedenden Kohlenwasserstoffen
US4013516A (en) * 1975-03-13 1977-03-22 Hanover Research Corporation Apparatus and process for the pyrolysis of waste solids concentrates
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
US4470900A (en) * 1978-10-31 1984-09-11 Hri, Inc. Solids precipitation and polymerization of asphaltenes in coal-derived liquids
US4374100A (en) 1981-03-18 1983-02-15 Amax Inc. Recovery and recycle of molybdenum values from coal liquefaction residue
US4417972A (en) 1981-11-04 1983-11-29 Exxon Research And Engineering Co. Recovery of coal liquefaction catalysts
US4434043A (en) 1982-06-01 1984-02-28 Exxon Research And Engineering Co. Recovery of catalyst from coal liquefaction residues
CA1212242A (en) 1982-07-27 1986-10-07 Donald R. Weir Recovery of zinc from zinc-containing sulphidic material
US4500495A (en) 1982-09-24 1985-02-19 Chevron Research Company Recovering metals from spent hydroprocessing catalysts
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
US4541868A (en) 1983-07-22 1985-09-17 California Nickel Corporation Recovery of nickel and cobalt by controlled sulfuric acid leaching
US4557821A (en) 1983-08-29 1985-12-10 Gulf Research & Development Company Heavy oil hydroprocessing
US5178749A (en) 1983-08-29 1993-01-12 Chevron Research And Technology Company Catalytic process for treating heavy oils
US4824821A (en) 1983-08-29 1989-04-25 Chevron Research Company Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal
US5094991A (en) 1983-08-29 1992-03-10 Chevron Research Company Slurry catalyst for hydroprocessing heavy and refractory oils
US5162282A (en) 1983-08-29 1992-11-10 Chevron Research And Technology 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
US4762812A (en) * 1983-08-29 1988-08-09 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocess including recovery of molybdenum catalyst
US4970190A (en) 1983-08-29 1990-11-13 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US4857496A (en) 1983-08-29 1989-08-15 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst
US4710486A (en) 1983-08-29 1987-12-01 Chevron Research Company Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst
US4548700A (en) 1983-12-14 1985-10-22 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process
US4554138A (en) 1984-10-30 1985-11-19 Chevron Research Company Leaching metals from spent hydroprocessing catalysts with ammonium sulfate
US4732664A (en) 1984-11-26 1988-03-22 Intevep, S.A. Process for solid separation from hydroprocessing liquid product
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
US4861565A (en) 1987-01-27 1989-08-29 The Hall Chemical Company Method of separately recovering metal values of petroleum refining catalyst
US4778605A (en) 1987-04-29 1988-10-18 Phillips Petroleum Company Method for removing liquid from a liquid-solids mixture
JPH01131297A (ja) * 1987-08-03 1989-05-24 Res Assoc Petroleum Alternat Dev<Rapad> 重質油の処理方法
US4952306A (en) * 1989-09-22 1990-08-28 Exxon Research And Engineering Company Slurry hydroprocessing process
US5099047A (en) 1989-11-17 1992-03-24 Mitsubishi Kasei Corporation Method for recovering a group viii metal solid complex and hydroformylation method
US5232577A (en) 1990-08-14 1993-08-03 Chevron Research And Technology Company Hydrocracking process with polycyclic aromatic dimer removal
US5246570A (en) 1992-04-09 1993-09-21 Amoco Corporation Coal liquefaction process using soluble molybdenum-containing organophosphorodithioate catalyst
US5294329A (en) 1992-06-02 1994-03-15 Chevron Research And Technology Company Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing
US5298152A (en) 1992-06-02 1994-03-29 Chevron Research And Technology Company Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing
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
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
US5573556A (en) 1994-11-03 1996-11-12 Exxon Research And Engineering Company Conversion of solid carbonaceous material using polyoxoanions
US5935418A (en) 1997-08-29 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Slurry hydroprocessing
US6153155A (en) 1997-12-31 2000-11-28 Exxon Research And Engineering Company Recovery of the transition metal component of catalyst used in heavy feed hydroconversion
ITMI980865A1 (it) * 1998-04-23 1999-10-23 Eniricerche S P A Ora Enitecno Procedimento per la preparazione di idrocarburi da gas di sintesi
CN1187460C (zh) 1998-05-08 2005-02-02 壳牌石油公司 通过碱浸法从废催化剂中回收金属的方法
WO2000039251A1 (en) * 1998-12-23 2000-07-06 Texaco Development Corporation Filtration of feed to integration of solvent deasphalting and gasification
US6187172B1 (en) * 1999-05-24 2001-02-13 Marathon Oil Company Viscosity reduction of crude oils and residuums
US6511937B1 (en) 1999-10-12 2003-01-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Combination slurry hydroconversion plus solvent deasphalting process for heavy oil upgrading wherein slurry catalyst is derived from solvent deasphalted rock
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
AU2001295097A1 (en) 2000-08-29 2002-03-13 Sasol Technology (Pty) Ltd. Selective recovery of aluminium, cobalt and platinum values from a spent catalyst composition
DE60225161D1 (de) 2001-09-13 2008-04-03 Intec Ltd Zinkgewinnungsverfahren
US6733564B1 (en) 2002-03-13 2004-05-11 Council Of Scientific And Industrial Research Process for recovery of nickel from spent catalyst
PT1537247E (pt) 2002-07-08 2007-12-17 Engelhard Corp Remoção de compostos metálicos
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
GB0227081D0 (en) * 2002-11-20 2002-12-24 Exxonmobil Res & Eng Co Methods for preparing catalysts
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
WO2005028106A1 (en) 2003-09-17 2005-03-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and catalyst for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon feedstock
CA2478516C (en) 2003-09-30 2007-12-11 Jaguar Nickel Inc. A process for the recovery of value metals from base metal sulfide ores
ITMI20032207A1 (it) 2003-11-14 2005-05-15 Enitecnologie Spa Procedimento integrato per la conversione di cariche contenenti carbone in prodotti liquidi.
US20050109674A1 (en) 2003-11-20 2005-05-26 Advanced Refining Technologies Llc Hydroconversion catalysts and methods of making and using same
CN1219570C (zh) * 2004-03-19 2005-09-21 中国科学院山西煤炭化学研究所 浆态床费托合成废铁基催化剂与重质烃的分离回收方法
CA2576822A1 (en) 2004-08-06 2006-02-16 Analytical Biological Services, Inc. Method for detecting a plurality of different species
US6974842B1 (en) 2004-11-22 2005-12-13 Conocophillips Company Process for catalyst recovery from a slurry containing residual hydrocarbons
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
CN1319635C (zh) * 2005-09-12 2007-06-06 南京工业大学 浆态床反应器制合成油催化剂分离工艺
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 (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4411874A (en) * 1982-04-29 1983-10-25 Sca Services, Inc. Detoxification of spent antimony halide catalyst and recovery of antimony values
US5420088A (en) * 1993-01-26 1995-05-30 Battelle Memorial Institute Electrochemical catalyst recovery method
US5424263A (en) * 1993-04-23 1995-06-13 Quantum Chemical Corporation Supported polymerization catalyst
US20030098262A1 (en) * 2000-01-24 2003-05-29 Rendall John S. Supercritical hydro extraction of kerogen and aqueous extraction of alumina and soda ASH with a residue for portland cement production
US20060272982A1 (en) * 2004-12-22 2006-12-07 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy charge stocks such as heavy crude oils and distillation residues

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2624864C1 (ru) * 2016-09-21 2017-07-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ переработки мазута и тяжелого нефтяного сырья в дистиллятные фракции

Also Published As

Publication number Publication date
US7955497B2 (en) 2011-06-07
JP5453108B2 (ja) 2014-03-26
JP2010514557A (ja) 2010-05-06
US20080156700A1 (en) 2008-07-03
EA200970659A1 (ru) 2010-02-26
EP2111273A4 (en) 2014-05-07
BRPI0720629A2 (pt) 2014-03-25
US7674369B2 (en) 2010-03-09
US20100122938A1 (en) 2010-05-20
CA2673643C (en) 2015-11-24
CN101583405A (zh) 2009-11-18
CN101583405B (zh) 2012-12-19
WO2008082911A1 (en) 2008-07-10
KR20090095646A (ko) 2009-09-09
EP2111273A1 (en) 2009-10-28
CA2673643A1 (en) 2008-07-10
KR101505695B1 (ko) 2015-03-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA016272B1 (ru) Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости
JP5232833B2 (ja) 水素化分解された重質排出物から金属を回収する金属回収法
US4525267A (en) Process for hydrocracking hydrocarbons with hydrotreatment-regeneration of spent catalyst
RU2552617C2 (ru) Способ извлечения металлов из потока, обогащенного углеводородами и углеродсодержащими остатками
JPH05200313A (ja) 風ひによる使用済み触媒粒子からの活性触媒粒子の分離方法
JPH05192591A (ja) アルミナ担持水素化処理用廃触媒の再活性化方法
CA2369288A1 (en) Rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks
JPH01131297A (ja) 重質油の処理方法
RU2744853C1 (ru) Способ физического разделения отходящих потоков нефтепереработки
FI129867B (en) A method for reducing fouling in catalytic cracking
CA3029800C (en) Method and apparatus for producing hydrocracked oil
Visaliev et al. Recirculation and Regeneration of Molybdenum-Containing Ultradispersed Catalysts in the Hydroconversion Processes of Carbon-Containing Raw Materials: A Review
US2937138A (en) Apparatus and process for hydrofining hydrocarbons
Shpirt et al. Principles of the production of valuable metal compounds from fossil fuels
US2891005A (en) Removal of metal contaminants from high boiling oils
CN115820333B (zh) 一种废润滑油泥的资源化回收利用方法
JPS59150540A (ja) 劣化した流動接触分解触媒の脱金属再生方法
CN113981249A (zh) 一种从废催化剂中回收钒的方法
JPH03115488A (ja) 重質油の水素化処理方法
JPS5826390B2 (ja) 炭化水素油の水素化処理方法
Habib et al. Reuse of Hydrotreating Spent Catalyst
GB2182947A (en) A two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
GB2122638A (en) Two-stage treatment process for shale oil containing shale solids and metals

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

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): RU