EA016502B1 - Способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки с использованием состава высокоактивного суспендированного катализатора - Google Patents
Способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки с использованием состава высокоактивного суспендированного катализатора Download PDFInfo
- Publication number
- EA016502B1 EA016502B1 EA200700604A EA200700604A EA016502B1 EA 016502 B1 EA016502 B1 EA 016502B1 EA 200700604 A EA200700604 A EA 200700604A EA 200700604 A EA200700604 A EA 200700604A EA 016502 B1 EA016502 B1 EA 016502B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- range
- oil
- hydrocarbon oil
- catalyst
- group
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title abstract 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 92
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 44
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 44
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 21
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 22
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 8
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002699 waste material Substances 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
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- -1 asphaltenes Chemical compound 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910000476 molybdenum oxide 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
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 2
- 229910001930 tungsten oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 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
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000007324 demetalation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 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
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000003870 refractory metal Substances 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
-
- 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
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
- C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- 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
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
-
- 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
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/06—Sulfides
-
- 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
- C10G49/10—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
-
- 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
-
- 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
- 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
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1088—Olefins
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- 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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение направлено на способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки с использованием состава суспендированного катализатора. Суспендированный состав готовят с помощью последовательности этапов, включающей в себя смешивание оксида металла VI В группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси, и сульфидирования смеси в первой реакционной зоне газом, содержащим сероводород, с образованием суспензии. Суспензию затем активируют соединением металла VIII группы. Последующие этапы включают в себя смешивание суспензии с первым углеводородным маслом и соединение получающейся в результате смеси с водородом и вторым углеводородным маслом, имеющим более низкую вязкость, чем первое масло, а затем выделение активного катализатора с помощью отделения от второго углеводородного масла. Для повышения качества тяжелых масел водородосодержащий газ и тяжелое масло, которое должно быть преобразовано, добавляют при условиях, в которых осуществляется гидропереработка тяжелых масел, в неподвижный или псевдоожиженный слой такого катализатора.
Description
Изобретение относится к способу повышения качества тяжелых масел с использованием суспендированного катализаторного состава. Эти масла характеризуются низкими отношениями содержания водорода к содержанию углерода и высоким содержанием остатков углерода, асфальтенов, азота, серы.
Область техники, к которой относится изобретение
Суспендированные катализаторные составы и средства для их приготовления и использования известны в области нефтепереработки. Ниже обсуждаются некоторые примеры.
Патент США №4710486 раскрывает способы приготовления дисперсного катализатора гидрогенизации углеводородного масла из сульфида металла VI В группы. Этапы процесса включают в себя реакцию водного раствора аммиака и соединения металла VI В группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, для образования растворимого в воде кислородсодержащего соединения, такого как молибдат или вольфрамат аммония.
Патент США №4970190 раскрывает способ приготовления дисперсного катализатора из сульфида металла VI В группы для использования при гидрогенизации углеводородного масла. Этот катализатор активируется металлом VIII группы. Этапы способа включают в себя растворение соединения металла VI В группы, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, вместе с аммиаком, для образования растворимого в воде соединения, такого как водный молибдат или вольфрамат аммония.
Патенты США №5164075 и 5484755, которые включаются в качестве ссылки, раскрывают способы приготовления высокоактивных суспендированных катализаторов для гидрогенизации тяжелых углеводородных масел, произведенных из соединений металлов VI В группы. Водную смесь соединения металла сульфидируют сероводородом в количестве от более чем примерно 8 до примерно 14 стандартных кубических футов на фунт металла VI В группы. Эти патенты демонстрируют процесс образования предшественника суспендированного катализатора и добавления его к тяжелому подаваемому маслу для образования активного катализатора.
Патенты США №5164075 и 5484755 не демонстрируют ни критичности вязкости масла при образовании высокоактивного катализаторного состава, ни важности использования двух, заметно различных масел при образовании такого катализаторного состава. В изобретениях, раскрытых в этих патентах, отсутствие образования масляной и водной эмульсии или фазы суспензии приводит к созданию неактивного катализатора или катализатора, имеющего низкую активность.
Патенты США №№5162282 и 5178749 ориентированы на процессы гидрогенизации тяжелых углеводородных масел. В 5162282 предшественник катализатора готовят с помощью реакции металла VI В группы с сульфилирующим агентом в водной среде, по существу в отсутствие масла. Предшественник нагревают, чтобы он превратился в активный катализатор, который потом приводят в контакт с подаваемым веществом при условиях процесса гидрогенизации. В 5178749 активную катализаторную суспензию готовят с помощью сульфидирования водной смеси соединения металла VI В группы с газообразным сероводородом. Суспензию вводят вместе с маслом, которое будет обрабатываться, в неподвижный или пузырьковый слой катализатора гидродесульфурации-гидродеметаллирования в условиях процесса гидрогенизации. Хотя оба этих патента раскрывают гидрогенизацию на катализаторе, образованном из предшественников или суспензий, содержащих соединения металлов VI В группы, ни тот, ни другой не затрагивают использования двух заметно различных масел при образовании катализатора.
Настоящая заявка раскрывает новый суспендированный катализаторный состав, который является высоко активным. Эта активность является следствием приготовления катализатора с использованием способа, в котором используются два вида углеводородных масел, имеющих подходящие диапазоны вязкости при 212°Р (100°С).
Первое, более тяжелое масло предпочтительно является вакуумным газойлем (УСО). и второе предпочтительно легким лигроином.
Сущность изобретения
Данное изобретение ориентировано на способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки, который использует приведение масла в контакт с высокоактивным катализатором. Катализатор готовят при помощи следующих этапов:
(a) смешивание оксида металла VI В группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла VI группы;
(b) сульфидирование в первой реакционной зоне водной смеси этапа (а) газом, содержащим сероводород, до дозировки, большей чем 8 8СР (нормальных кубических футов) сероводорода на фунт металла VI В группы (0,499 нормальных кубических метров (нм3) сероводорода на 1 кг металла VI В группы), с образованием суспензии;
(c) активация суспензии соединением металла VIII группы;
(к) смешивание суспензии этапа (с) с первым углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 мм2/с (= 2 сантистокса, сСт, или 32,8 88И) при 212°Р (100°С) , с образованием смеси X;
(е) соединение смеси X с водородом и вторым углеводородным маслом во второй реакционной зоне, причем второе углеводородное масло имеет температуру кипения в диапазоне от 50 до 300°Р (от 10 до 149°С), и имеет меньшую вязкость, чем первое углеводородное масло, с образованием тем самым со
- 1 016502 става активного катализатора, смешанного с жидким углеводородом, содержащим смесь первого углеводородного масла и второго углеводородного масла; и (1) выделение активного катализатора с помощью отделения от второго углеводородного масла, причем водородосодержащий газ и тяжелое масло, которое должно быть преобразовано, добавляют при условиях, в которых осуществляется гидропереработка тяжелых масел, в неподвижный или псевдоожиженный слой катализатора.
Этот новый высокоактивный суспендированный катализатор может сохраняться в активном концентрированном состоянии. Катализатор состав может быть непосредственно введен в любой из известных процессов повышения качества тяжелых масел или остатков при существующих условиях этих процессов. Катализатор может повышать качество очень высоковязкого и/или высокопарафинистого сырья с разжижением или без разжижения сырья. Выход продуктов находится главным образом в диапазоне средних фракций.
Краткое описание чертежей
Фигура иллюстрирует этапы приготовления катализаторного состава.
Подробное описание изобретения
Данное изобретение относится к способу повышения качества углеводородов путем их гидропереработки с использованием нового высокоактивного суспендированного состава катализатора. Суспендированный состав образуется при добавлении первого углеводородного масла, имеющего вязкость по меньшей мере 2 сСт (или 32,8 88И) при 212°Р, и второго углеводородного масла, имеющего температуру кипения в диапазоне от 50°Р до 300°Р, к смеси, содержащей оксид металла VI группы. Предпочтительный диапазон вязкостей для первого углеводородного масла составляет от по меньшей мере примерно 2 сСт (или 32,8 88И) при 212°Р до 15 сСт (или 77,9 88И) при 212°Р.
Фигура иллюстрирует этапы приготовления катализатора, используемого в этом изобретении. Активный суспендированный катализатор готовят с помощью смешивания подачи по линии 5, содержащей оксид металла VI В группы, такого как вольфрам или молибден, и подачи по линии 7, содержащей водный раствор аммиака, в смесительной зоне 10. Температура в смесительной зоне составляет, как правило, от примерно 80°Р (26,7°С) до примерно 200°Р (93,3°С), предпочтительно от примерно 100°Р (37,8°С) до примерно 150°Р (65,6°С), и наиболее предпочтительно от примерно 110°Р (43,3°С) до примерно 120°Р (48,9°С). Давление в смесительной зоне 10 составляет, как правило, примерно от атмосферного до примерно 100 рщд (689,4 кПа изб.), предпочтительно от примерно 5 рад (34,5 кПа изб.) до примерно 35 рад (241,3 кПа изб.), и наиболее предпочтительно от примерно 10 рад (68,9 кПа изб.) до примерно 20 рад (137,9 кПа изб.) . Оксид металла группы VI В растворяется в воде, содержащей аммиак. Количество добавляемого аммиака основывается на отношении количества ΝΗ3 к количеству оксида VI В группы в 1Ьз/1Ь8 (1 1Ьк/1Ь8 = 1 кг/кг) , и, как правило, находится в диапазоне от примерно 0,1 1Ьз/1Ь8 до примерно 1,0 1Ь8/1Ь8, предпочтительно от примерно 0,15 1Ьк/1Ь8 до примерно 0,50 1Ьз/1Ь8. и наиболее предпочтительно от примерно 0,2 1Ь8/1Ь8 до примерно 0,30 1Ь^/1Ь5. Растворенный в водном растворе аммиака оксид металла подают по линии 15 в первую реакционную зону.
Количество сероводорода (линия 9), добавляемого в реакционную зону 20, основывается на отношении количества Η2δ к количеству оксида металла VI В группы в §СР/1Ь8 (нм3/кг), и, как правило, находится в диапазоне от примерно 4,0 §СР/1Ь8 (0,250 нм3/кг) до примерно 20 §СР/1Ь8 (1,249 нм3/кг), предпочтительно от примерно 8,0 §СР/1Ь8 (0,499 нм3/кг) до примерно 15 §СР/1Ь8 (0,936 нм3/кг), и наиболее предпочтительно от примерно 12 §СР/1Ь8 до примерно 14 §СР/1Ь8 (0,874 нм3/кг). Время реакции в первой реакционной зоне находится в диапазоне от примерно 1 часа до примерно 10 часов, предпочтительно от примерно 3 часов до примерно 8 часов, и наиболее предпочтительно от примерно 4 часов до примерно 6 часов. Условия включают в себя температуру в диапазоне от примерно 80°Р до примерно 200°Р, предпочтительно от примерно 100°Р до примерно 180°Р (82,2°С), и наиболее предпочтительно от примерно 130°Р до примерно 160°Р. Давление находится в диапазоне от примерно 100 (689,4 кПа изб.) до примерно 3000 рад (20,68 МПа изб.), предпочтительно от примерно 200 (1379 кПа изб.) до примерно 1000 рад (6,89 МПа изб.), и наиболее предпочтительно от примерно 300 (2,068 МПа изб.) до примерно 500 рад (3,45 МПа изб.). Получающаяся в результате водная суспензия является предшественником катализатора в фазе водной суспензии.
Получающуюся в результате суспензию объединяют с соединением металла VIII группы, таким как Νί или Со, как раскрыто в патенте США №5484755. В плане повышения денитрификационной активности активного суспендированного катализатора по настоящему изобретению, желательно, чтобы соединение металла VIII группы добавлялось в суспензию перед смешиванием суспензии с подаваемыми маслом и водородом при повышенных температуре и давлении. Примером таких металлов VIII группы служат никель и кобальт. Предпочтительно, чтобы весовое отношение никеля или кобальта к молибдену находилось в диапазоне от примерно 1:100 до примерно 1:2. Наиболее предпочтительно, чтобы весовое отношение никеля к молибдену находилось в диапазоне от примерно 1:25 до примерно 1:10, т.е. отношение промотор/молибден 4-10 весовых процентов. Металл VIII группы, примером которого служит никель, обычно добавляют в форме сульфата, и предпочтительно добавляют в суспензию после сульфидирования при рН примерно 10 или ниже, и предпочтительно при рН примерно 8 или ниже. Также могут
- 2 016502 использоваться нитраты, карбонаты или другие соединения металлов VIII группы. Ввиду высокой активности суспендированного катализатора по настоящему изобретению, дальнейшая активация с помощью соединения металла VIII группы очень выгодна.
Суспензия, содержащая промотор из металла VIII группы, подается по линии 25 к смесительной зоне 30. В смесительной зоне 30 используется инертная атмосфера, которая может содержать азот, нефтезаводской газ, или любой другой газ, содержащий малое количество или не содержащий кислорода. Суспензию и первое углеводородное масло (линия 11) , такое как νΟΘ, смешивают непрерывно, в интенсивном сдвиговом режиме для поддержания однородной суспензии в смесителе 30. Интенсивное сдвиговое смешивание охватывает диапазон от 100 до 1600 об/мин. Предпочтительно, чтобы скорость смешивания составляла более 500 об/мин, и наиболее предпочтительно более 1500 об/мин.
Первое углеводородное масло имеет кинетическую вязкость по меньшей мере 2 сСт (32,8 88И) при 212°Р. Кинетическая вязкость, как правило, может находиться в диапазоне от примерно 2 сСт (32,8 88И) при 212°Р до примерно 15 сСт (77,9 88И) при 212°Р, предпочтительно от примерно 4 сСт (39,5 88И) при 212°Р до примерно 10 сСт (59,2 88И) при 212°Р, и наиболее предпочтительно от примерно 5 сСт (42,7 88И) при 212°Р до примерно 8 сСт (52,4 88И) при 212°Р. Первое углеводородное масло вызывает начальное преобразование предшественника катализатора в масляную форму из водной формы. Отношение количества оксида металла VI В группы к количеству масла составляет по меньшей мере менее 1,0, предпочтительно менее 0,5, и более предпочтительно менее 0,1. Если кинетическая вязкость масла меньше примерно 2 сСт (32,8 88И) при 212°Е или больше примерно 15 сСт (77,9 88И) при 212°Е, первое преобразование катализаторного предшественника приведет к агломерации частиц катализатора, или же к отсутствию смешивания.
Вещество из смесительной зоны 30 подают к реакционной зоне 40 по линии 35. Перед входом в реакционную зону 40 вещество может быть соединено с подпиточным маслом, с вязкостью из диапазона первого углеводородного масла. К смеси также добавляется водород перед тем, как она входит в реакционную зону 40.
В реакционной зоне 40 второе, более легкое углеводородное масло добавляется к веществу из смесительной зоны 30. Второе масло, предпочтительно легкий лигроин, предпочтительно, чтобы обладал кинетической вязкостью менее чем 0,3 сСт при 212°Е. Одним из источников этого второго масла может быть рециркулированное вещество от сепаратора высокого давления 50 (линия 45). Интенсивное сдвиговое смешивание также применяется в реакционной зоне 40, чтобы поддерживать однородную суспензию.
Второе углеводородное масло имеет температуру кипения, как правило, в диапазоне от примерно 50°Е (10°С) до примерно 300°Е (148,9°С), предпочтительно от примерно 75°Е (23,9°С), до примерно 250°Е (121,1°С), и наиболее предпочтительно от примерно 100°Е до примерно 150°Е. Отношение объема второго масла к объему первого масла больше чем 1, предпочтительно больше чем 5, и наиболее предпочтительно больше чем 10. Температура в реакционной зоне 40, как правило, находится в диапазоне от примерно 300°Е (148,9°С) до примерно 700°Е (371,1°С), предпочтительно от примерно 350°Е (176,7°С) до примерно 600°Е (315,6°С), и наиболее предпочтительно от примерно 350°Е до примерно 500°Е (260,0°С). Давление в реакционной зоне 40, как правило, находится в диапазоне от примерно 1000 рад (фунт/кв. дюйм) (6,89МПа) до примерно 3500 рад (24,13 МПа), предпочтительно от примерно 1500 рад (10,34 МПа) до примерно 3000 рщд (20,68 МПа), и наиболее предпочтительно от примерно 2000 рад (13,79 МПа) до примерно 3000 рад (20,68 МПа). Поток водорода в реакционную зону 40, как правило, находится в диапазоне от примерно 500 8СЕВ (122,4 нм3/м3) до примерно 10000 8СЕВ (2449 нм3/м3), предпочтительно от примерно 1000 8СЕВ (244,9 нм3/м3) , до примерно 8000 8СЕВ (1959 нм3/м3), и наиболее предпочтительно от примерно 3000 8СЕВ (734,7 нм3/м3), до примерно 6000 8СЕВ (1469 нм3/м3). Время реакции в реакционной зоне 40 находится в диапазоне от примерно 11 минут до примерно 5 ч, предпочтительно от примерно 30 минут до примерно 3 ч, и наиболее предпочтительно от примерно 1 ч до примерно 1,5 ч. Получающаяся в результате суспендированная смесь является активным катализатором в смеси первого углеводородного масла и второго углеводородного масла. Суспендированная смесь проходит по линии 55 к сепаратору высокого давления 50. Сепаратор высокого давления работает в диапазоне от 300°Е до 700°Е. Второе углеводородное масло удаляют сверху по линии 45 и пропускают через трехфазный сепаратор (не показан). Газы, такие как водород и сероводород, удаляются вместе с водой. Легкое масло рециркулируют обратно к третьей реакционной зоне 40 с помощью линии 45. Активный катализаторный состав подают по линии 65 к резервуарунакопителю 60. Активный катализатор постоянно перемешивают в резервуаре-накопителе 60 для поддержания однородной суспензии в водородной атмосфере с малым количеством кислорода или вообще без него. Таким образом поддерживается активность и стабильность катализатора.
Катализатор пригоден для повышения качества углеродистого сырья, которое включает в себя атмосферные газойли, вакуумные газойли, деасфальтированные масла, олефины, масла, производимые из битуминозных песков или битума, масла, производимые из угля, тяжелые сырые масла, синтетические масла из процесса Фишера-Тропша, и масла, производимые из повторно используемых нефтяных отходов и полимеров. Катализатор пригоден, не ограничиваясь указанным, для гидрогенизационных процессов повышения качества, таких как горячий гидрокрекинг, гидроочистка, гидродесульфуризация, гидро
- 3 016502 денитрификация и гидродеметаллизация. Катализатор может быть использован в процессе с применением и неподвижного, и пузырькового слоев.
Способ по настоящему изобретению может проводиться или в одно-, или в двухстадийном режимах. При одностадийном проведении тяжелое масло приводят в контакт с активной суспензией катализатора и водородосодержащим газом при повышенных температурах и давлениях, в непрерывных смесевых корпусных реакторах или каталитических реакторах с пузырьковым слоем, с достаточным временем нахождения в каталитических реакторах, и при температурах, достаточных, чтобы достичь измеримых скоростей термического крекинга. Процесс может проводиться в двухстадийном режиме, где первая стадия включает приведение в контакт активной суспензии катализатора с тяжелым маслом и водородосодержащим газом, при достаточных времени и температуре, в непрерывных смесевых корпусных реакторах или каталитических реакторах с пузырьковым слоем, для достижения приемлемых скоростей термического крекинга. Получающееся в результате легкое масло отделяют от твердого катализатора и не преобразованного тяжелого масла в сепараторе высокого давления, и затем легкое масло отправляют в реактор второй стадии, который обычно является реактором с неподвижным слоем, используемый для гидроочистки масла для дальнейшего удаления серы и азота, и улучшения качеств продукта.
Для операции первой стадии температуры тяжелого масляного сырья бывают обычно выше примерно 700°Е (371,1°С), предпочтительно выше 750°Е (398,9°С), наиболее предпочтительно выше 800°Е (426,7°С), для достижения высокой степени превращения. Концентрация активного суспендированного катализатора в тяжелом масле составляет обычно от примерно 100 до 20000 ч./млн, выраженная как вес металла (молибдена) по отношению к весу тяжелого масляного сырья. Обычно более высокое отношение количества катализатора к количеству масла будет давать более высокую степень удаления серы, азота и металла, а также более высокую степень крекинга. Почти 100%-я степень деметаллирования и 1000°Е+ степень крекинга тяжелого масла могут быть достигнуты при подходящих условиях процесса, в то время как выход кокса может поддерживаться на уровне менее чем примерно 1%.
Условия процесса для реактора второй стадии или реактора с неподвижным слоем являются типичными условиями гидроочистки тяжелого масла. Реактор второй стадии может быть реактором или с неподвижным, или с пузырьковым, или с подвижным слоем. Катализатор, используемый в реакторе второй стадии, является катализатором гидроочистки, таким как катализатор, содержащий металл VI В и/или VIII группы, размещенный на оксиде тугоплавкого металла. С помощью использования этого интегрированного процесса гидроочистки содержание серы и азота в вырабатываемом масле может быть сделано очень малым, и также улучшаются качества вырабатываемого масла.
Примеры
Пример 1. Приготовление катализатора с использованием двух масел с различными вязкостями.
540 г МоО3 смешивают с 79 г ΝΗ3 и 2381 г Н2О с образованием всего 3000 г раствора. Раствор затем вводят во взаимодействие с 10,71 8СЕ Η2δ с помощью пропускания газовой смеси 20% Η2δ в Н2 через раствор, при усиленном перемешивании. Температура реактора составляет 150°Е, полное давление составляет 400 ряд, и время реакции составляет 4 ч. После реакции 460 г раствора Νί8Ο4, который содержит 36 г Νί, добавляют к ранее полученной суспензии. Полученную суспендированную смесь затем смешивают с 3500 г вакуумного газойля при 100°Е. Вязкость νΟΟ составляет 5 сСт при 212°Е. Получающуюся в результате смесь затем подают насосом в проточный реактор с перемешиванием (реактор идеального смешения) и смешивают с гептаном и Н2, отношение гептан/νΟΟ составляет 9:1, и скорость Н2 составляет 5000 8СЕ/В. Давление в реакторе составляет 2500 ряд, и температура реактора составляет 400°Е, общее время реакции составляет 1 ч. Продукты реакции поступают в нагретый сепаратор высокого давления (ΗΡ8) с температурой 500°Е (ΗΡ8 также находится при давлении 2500 ряд) для разделения газа и жидкой суспензии. Полученная жидкая суспензия содержит компоненту высокоактивного катализатора.
Пример 2. Повышение качества тяжелого масла (вакуумный остаток (νΚ) ЛШаЬакеа в однопроходном режиме) - катализатор активируется с использованием способа, в котором применяются два масла различных вязкостей.
Полученный катализатор использовали для повышения качества подаваемых ЛШаЬакеа νΚ и νΟΟ в установке, которая содержит два проточных реактора со смешением. Использовали подаваемую смесь с 60% ЛШаЬакеа νΚ и 40% ЛШаЬакеа νΟΟ.
- 4 016502
Свойства подаваемого ЛЖаЬакса УК приведены в следующей таблице:
| Плотность в градусах ΆΡΙ при 60/60 | 3,9 |
| Сера (масс.%) | 5,58 |
| Азот (ч/млн) ' | 5770 |
| Никель (ч/млн) | 93 |
| Ванадий (ч/млн) | 243 |
| Углерод (масс.%) | 83,57 |
| Водород (масс.%) | 10,04 |
| МСКТ (масс.%) | 17,2 |
| Вязкость при 212 °Р (сСт) | 3727 |
| Пентановые асфальтены (масс.%) | 13,9 |
| Фракция, кипящая выше 1050°Р (масс.%) | 81 |
Свойства подаваемого ЛЖаЬакеа УСО приведены в следующей таблице:
| Плотность в градусах ΑΡΙ при 60/60 | 15,6 |
| Сера (масс.%) | 3,28 |
| Азот (ч/млн) | 1177 |
| Углерод (масс.%) | 85,29 |
| Водород (масс.%)) | 11,01 |
| МСКТ (масс.%) | 0,04 |
| Фракция, кипящая выше 650°Г (масс.%) | 85 |
Условия процесса, используемого для повышения качества тяжелого масла, приведены далее:
| Полное давление (фунт/кв.дюйм, изб.) | 2500 |
| Отношение Мо/Масло (%} | 1,5 |
| Среднечасовая объемная скорость подачи жидкости (ЬН5У) | 0,25 |
| Температура реактора (°Р) | 810 |
| Скорость Н2(ЗСР/В) (станд. футов кубических на баррель) | 7500 |
Выход продуктов, свойства и степень преобразования приведены в следующей таблице:
| С4- газ (масс.%) | 4,6 |
| С5-180°Р(масс.%) | 5,1 |
| 180-350°Р(масс.%) | 14,5 |
| 350-500°Р (масс.%) | 20,5 |
| 500-650°Р (масс.%) | 26,5 |
| 650-800°Р (масс.%) | 18,9 |
| 800-1000°Р (масс.%) | 7,4 |
| 1000°?+(масс.%) | 0,6 |
| Степень преобразования ΗϋΝ (%) | 98 |
| Степень преобразования НОЗ (%) | 99 |
| Степень преобразования НОМ (%) | >99 |
| Плотность в градусах ΑΡΙ жидкого продукта | 35,3 |
Средние фракции составляют 61,5% продукта, и гетероатомное содержание радикально понижено.
- 5 016502
Пример 3. Повышение качества тяжелого масла (Натаса УК в однопроходном режиме) (катализатор активируют с использованием способа, использующего два масла различных вязкостей).
Полученный катализатор использовали для повышения качества подаваемых Натаса УК и УСО в установке, которая содержит два проточных реактора с перемешиванием. Использовалась подаваемая смесь с 60% Натаса УК и 40% Натаса УСО.
Свойства подаваемого Натаса УК приведены в следующей таблице:
| Плотность а градусах ΑΡΙ при 60/60 | 1,7 |
| Сера (масс.%) | 4,56 |
| Азот (ч/млн) | 9222 |
| Никель (ч/млн) | 168 |
| Ванадий (ч/млн) | 714 |
| Углерод (масс,%) | 83,85 |
| Водород (масс.%) | 9,46 |
| Вязкость при 266°? (сСт) | 19882 |
| Пентановые асфальтены (масс.%) | 32 |
| Фракция, кипящая выше 1050°Р (масс.%) | 91 |
Свойства подаваемого Натаса УСО приведены в следующей таблице:
| Плотность в градусах ΑΡΙ при 60/60 | 14,2 |
| Сера (масс.%) | 3,53 |
| Азот (ч/млн) | 2296 |
| Углерод (масс.%) | 84,69 |
| Водород (масс.%) | 11, 58 |
| Фракция, кипящая выше 650°?(масс.%) | 89 |
Условия процесса, используемого для повышения качества тяжелого масла, приведены далее:
| Полное давление (фунт/кв.дюйм, изб.) | 2600 |
| Отношение Мо/Масло (%) | 1,5 |
| ЬНЗУ | 0, 18 |
| Температура реактора (°Р) | 800 |
| Скорость Н2 (5СР/В) (стандартных куб.футов) | 7500 |
Выход продуктов, свойства и степень преобразования приведены в следующей таблице:
| С4- газ (масс.%) | 7,8 |
| С5-180°Р(масс.%) | 6,4 |
| 180-350°? (масс.%) | 19,2 |
| 350-500°? (масс.%) | 16, 8 |
| 500-650°? (масс.%) | 21,5 |
| 650-800°? (масс.%) | 17,4 |
| 800-1000°? (масс.%) | 8 |
| юоо°?+ (масс.%) | 1,1 |
| Степень преобразования ΗϋΝ (%) | 68 |
| Степень преобразования ΗΏ5 (%) | 96 |
| Степень преобразования ΗϋΜ (%) | >99 |
| Плотность в градусах ΆΡΙ жидкого продукта | 34 |
Средние фракции составляют 57,5 мас.% продукта. Содержание гетероатомов в значительной степени понижено, но подача имеет более высокое содержание азота, чем в примере 2.
Claims (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ гидропереработки тяжелых масел, в котором используют катализатор, который получают с помощью следующих этапов:(a) смешивание оксида металла VI В группы и водного раствора аммиака с образованием водной смеси соединения металла VI группы;(b) сульфидирование в первой реакционной зоне водной смеси этапа (а) газом, содержащим сероводород, до дозировки, большей чем 0,499 нормальных кубических метров (нм3) сероводорода на 1 кг металла VI В группы, с образованием суспензии;(c) активация суспензии соединением металла VIII группы;(б) смешивание суспензии этапа (с) с первым углеводородным маслом, имеющим вязкость по меньшей мере 2 мм2/с (2 сантистокса, сСт) при 100°С, с образованием смеси X;(е) соединение смеси X с водородом и вторым углеводородным маслом во второй реакционной зоне, причем второе углеводородное масло имеет температуру кипения в диапазоне от 10 до 149°С и имеет меньшую вязкость, чем первое углеводородное масло, с образованием тем самым активного катализаторного состава, смешанного с жидким углеводородом, содержащим смесь первого углеводородного масла и второго углеводородного масла; и (ί) выделение активного катализатора с помощью отделения от второго углеводородного масла, в котором водородосодержащий газ и тяжелое масло, которое должно быть преобразовано, добавляют при условиях, в которых осуществляется гидропереработка тяжелых масел, в неподвижный или псевдоожиженный слой катализатора.
- 2. Способ по п.1, в котором условия в первой реакционной зоне для приготовления катализатора включают температуру в диапазоне по меньшей мере от примерно 26,7 до примерно 93,3°С и давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 689,4 кПа (изб.) до примерно 20,68 МПа (изб.).
- 3. Способ по п.2, в котором условия в первой реакционной зоне для приготовления катализатора включают температуру в диапазоне по меньшей мере от примерно 37,8 до примерно 82,2°С и давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 1379 кПа (изб.) до примерно 6,89 МПа (изб.).
- 4. Способ по п.3, в котором условия в первой реакционной зоне для приготовления катализатора включают температуру в диапазоне по меньшей мере от примерно 54,4 до примерно 71,1°С и давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 2,068 до примерно 3,45 МПа (изб.).
- 5. Способ по п.1, в котором вязкость первого углеводородного масла находится в диапазоне по меньшей мере от примерно 2 мм2/с (2 сСт) при 100°С до примерно 15 мм2/с (15 сСт) при 100°С.
- 6. Способ по п.1, в котором соединение металла VIII группы на этапе (с) выбирают из группы, состоящей из сульфатов никеля и сульфатов кобальта.
- 7. Способ по п.1, в котором смешивание компонентов на этапе б) происходит в режиме с усилием сдвига в диапазоне от 100 до 1600 об/мин.
- 8. Способ по п.6, в котором упомянутый металл VI В группы представляет собой молибден, упомянутый металл VIII группы представляет собой никель или кобальт и весовое отношение никеля или кобальта к молибдену находится в диапазоне от 1:100 до примерно 1:2.
- 9. Способ по п.1, в котором второе углеводородное масло кипит в диапазоне по меньшей мере от примерно 23,9 до примерно 121,1°С.
- 10. Способ по п.1, в котором отношение объема второго масла к объему первого масла имеет значение больше чем 1.
- 11. Способ по п.10, в котором указанное отношение имеет значение больше чем 5.
- 12. Способ по п.10, в котором указанное отношение имеет значение больше чем 10.
- 13. Способ по п.1, в котором отношение количества оксида металла VI В группы к количеству первого углеводородного масла составляет по меньшей мере менее 1,0.
- 14. Способ по п.13, в котором указанное отношение составляет менее 0,5.
- 15. Способ по п.13, в котором указанное отношение составляет менее 0,1.
- 16. Способ по п.1, в котором первое углеводородное масло является вакуумным газойлем.
- 17. Способ по п.1, в котором второе углеводородное масло обладает кинетической вязкостью менее чем 0,3 мм2/с (0,3 сСт) при 100°С.
- 18. Способ по п.1, в котором второе углеводородное масло является легким лигроином.
- 19. Способ по п.18, в котором условия во второй реакционной зоне для приготовления катализатора включают температуру в диапазоне по меньшей мере от примерно 176,7 до примерно 315,6°С и давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 6,89 до примерно 24,13 МПа (изб.).
- 20. Способ по п.19, в котором условия во второй реакционной зоне для приготовления катализатора включают температуру в диапазоне по меньшей мере от примерно 176,7 до примерно 315,6°С и давление в диапазоне по меньшей мере от примерно 10,34 до примерно 20,68 МПа (изб.).
- 21. Способ по п.1, в котором катализатор выделяют с помощью сепаратора высокого давления.
- 22. Способ по п.1, в котором гидропереработку тяжелых масел выполняют в реакторах с псевдоожиженным слоем катализатора при температурах выше чем 371,1°С.- 7 016502
- 23. Способ по п.1, в котором получают продукт, который содержит по меньшей мере 50 мас.% продуктов, кипящих в диапазоне между 82,2 и 343,3°С.
- 24. Способ по п.1, в котором тяжелое масло выбирают из группы, состоящей из атмосферных газойлей, вакуумных газойлей, деасфальтированных масел, олефинов, масел, производимых из битуминозных песков или битума, масел, производимых из угля, тяжелых сырых масел, синтетических масел, полученных по процессу Фишера-Тропша, и масел, производимых из повторно используемых нефтяных отходов и полимеров.
- 25. Способ гидропереработки по п.1, который выбирают из группы, состоящей из гидрокрекинга, гидроочистки, гидродесульфуризации, гидроденитрификации и гидродеметаллизации.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/938,269 US7238273B2 (en) | 2004-09-10 | 2004-09-10 | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
| PCT/US2005/031788 WO2006031542A2 (en) | 2004-09-10 | 2005-09-07 | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700604A1 EA200700604A1 (ru) | 2008-02-28 |
| EA016502B1 true EA016502B1 (ru) | 2012-05-30 |
Family
ID=36032747
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700604A EA016502B1 (ru) | 2004-09-10 | 2005-09-07 | Способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки с использованием состава высокоактивного суспендированного катализатора |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7238273B2 (ru) |
| EP (1) | EP1824947A4 (ru) |
| JP (1) | JP2008512555A (ru) |
| KR (1) | KR100876663B1 (ru) |
| CN (1) | CN101084292B (ru) |
| BR (1) | BRPI0515087A (ru) |
| CA (1) | CA2579837C (ru) |
| EA (1) | EA016502B1 (ru) |
| MX (2) | MX2007002673A (ru) |
| NO (1) | NO20071786L (ru) |
| WO (1) | WO2006031542A2 (ru) |
Families Citing this family (69)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1781760A1 (en) * | 2004-07-07 | 2007-05-09 | California Institute Of Technology | Process to upgrade oil using metal oxides |
| US7214309B2 (en) * | 2004-09-10 | 2007-05-08 | Chevron U.S.A. Inc | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
| US7972499B2 (en) | 2004-09-10 | 2011-07-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading |
| US7678732B2 (en) | 2004-09-10 | 2010-03-16 | Chevron Usa Inc. | Highly active slurry catalyst composition |
| US7737073B2 (en) * | 2004-09-10 | 2010-06-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof |
| US7737072B2 (en) * | 2004-09-10 | 2010-06-15 | Chevron Usa Inc. | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof |
| FR2879213B1 (fr) * | 2004-12-15 | 2007-11-09 | Inst Francais Du Petrole | Enchainement de procedes d'hydroconversion et de reformage a la vapeur en vue d'optimiser la production d'hydrogene sur sur des champs de production |
| US8048292B2 (en) | 2005-12-16 | 2011-11-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7938954B2 (en) * | 2005-12-16 | 2011-05-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US8372266B2 (en) * | 2005-12-16 | 2013-02-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7943036B2 (en) | 2009-07-21 | 2011-05-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7431822B2 (en) | 2005-12-16 | 2008-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system |
| US8435400B2 (en) * | 2005-12-16 | 2013-05-07 | Chevron U.S.A. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7931796B2 (en) | 2008-09-18 | 2011-04-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7585404B2 (en) * | 2006-12-06 | 2009-09-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Decomposition of waste products formed in slurry catalyst synthesis |
| US20080139380A1 (en) * | 2006-12-06 | 2008-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Concentration of active catalyst slurry |
| US7771584B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-08-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process |
| 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 |
| 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 |
| EP2154225B1 (en) | 2008-07-23 | 2019-03-06 | Research Institute of Petroleum Industry (RIPI) | An integrated process for the conversion of heavy hydrocarbons to a light distillate and/or mid-distillate |
| US7897036B2 (en) * | 2008-09-18 | 2011-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7897035B2 (en) | 2008-09-18 | 2011-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7935243B2 (en) | 2008-09-18 | 2011-05-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US7931797B2 (en) * | 2009-07-21 | 2011-04-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
| US8236169B2 (en) * | 2009-07-21 | 2012-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Systems and methods for producing a crude product |
| US8792611B2 (en) | 2008-09-30 | 2014-07-29 | Ohmart Corporation (The) | Single well nuclear density gauge |
| US7986766B2 (en) * | 2008-09-30 | 2011-07-26 | Ohmart/Vega Corporation | Single well nuclear density gauge |
| US20100122932A1 (en) * | 2008-11-15 | 2010-05-20 | Haizmann Robert S | Integrated Slurry Hydrocracking and Coking Process |
| US20100122934A1 (en) * | 2008-11-15 | 2010-05-20 | Haizmann Robert S | Integrated Solvent Deasphalting and Slurry Hydrocracking Process |
| US9068132B2 (en) | 2009-07-21 | 2015-06-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
| US8927448B2 (en) | 2009-07-21 | 2015-01-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
| US8759242B2 (en) | 2009-07-21 | 2014-06-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
| CA2784140C (en) * | 2010-01-21 | 2018-01-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material |
| US8956585B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-02-17 | Shell Oil Company | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
| US8597608B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Manganese tetrathiotungstate material |
| US8562817B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-10-22 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| EP2526175A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Process for cracking a hydrocarbon-containing feed |
| SG181824A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| WO2011091201A2 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| SG181825A1 (en) | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| US8940268B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
| US8491784B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-07-23 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| CA2785762C (en) * | 2010-01-21 | 2018-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| WO2011091193A2 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material |
| EP2526165A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| EP2526167A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| US20110220550A1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-09-15 | Abdennour Bourane | Mild hydrodesulfurization integrating targeted oxidative desulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
| US9296960B2 (en) | 2010-03-15 | 2016-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Targeted desulfurization process and apparatus integrating oxidative desulfurization and hydrodesulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
| US8658027B2 (en) * | 2010-03-29 | 2014-02-25 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and oxidative desulfurization process |
| US8815184B2 (en) | 2010-08-16 | 2014-08-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for separating and recovering metals |
| EP2648843A1 (en) | 2010-12-10 | 2013-10-16 | Shell Oil Company | Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst |
| EP2649159A2 (en) | 2010-12-10 | 2013-10-16 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| US8858784B2 (en) | 2010-12-10 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
| US8809222B2 (en) | 2010-12-30 | 2014-08-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
| WO2013040553A1 (en) | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Vega Americas, Inc. | Nuclear density and level gauge |
| US8906227B2 (en) | 2012-02-02 | 2014-12-09 | Suadi Arabian Oil Company | Mild hydrodesulfurization integrating gas phase catalytic oxidation to produce fuels having an ultra-low level of organosulfur compounds |
| US9321037B2 (en) | 2012-12-14 | 2016-04-26 | Chevron U.S.A., Inc. | Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units |
| US9687823B2 (en) | 2012-12-14 | 2017-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units |
| US8920635B2 (en) | 2013-01-14 | 2014-12-30 | Saudi Arabian Oil Company | Targeted desulfurization process and apparatus integrating gas phase oxidative desulfurization and hydrodesulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
| US8815185B1 (en) | 2013-03-04 | 2014-08-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals |
| US8883036B2 (en) | 2013-03-13 | 2014-11-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrogen sulfide stream for catalyst sulfidation from refinery rich amines |
| US20170342326A1 (en) * | 2014-12-05 | 2017-11-30 | Posco | Method and apparatus for manufacturing cokes additive |
| CU24639B1 (es) | 2016-04-25 | 2023-01-16 | Sherritt Int Corporation | Proceso para mejora parcial de petróleo pesado |
| RU2671816C1 (ru) * | 2018-06-27 | 2018-11-07 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка гидропереработки остаточных нефтяных фракций |
| RU2671817C1 (ru) * | 2018-06-27 | 2018-11-07 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка гидроконверсии остаточных нефтяных фракций |
| TW202117027A (zh) | 2019-07-08 | 2021-05-01 | 美商雪維隆美國有限公司 | 自廢催化劑回收金屬 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4857496A (en) * | 1983-08-29 | 1989-08-15 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst |
| US5162282A (en) * | 1983-08-29 | 1992-11-10 | Chevron Research And Technology Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
| RU2102139C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-01-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти | Катализатор гидропереработки и способ гидропереработки нефтяного и коксохимического сырья с его использованием |
| RU2206601C2 (ru) * | 2001-08-30 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" | Способ гидрообессеривания бензиновой фракции каталитического крекинга |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5164075A (en) | 1983-08-29 | 1992-11-17 | Chevron Research & Technology Company | High activity slurry catalyst |
| US4710486A (en) | 1983-08-29 | 1987-12-01 | Chevron Research Company | Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst |
| US5178749A (en) | 1983-08-29 | 1993-01-12 | Chevron Research And Technology Company | Catalytic process for treating heavy oils |
| US4970190A (en) | 1983-08-29 | 1990-11-13 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
| US4824821A (en) * | 1983-08-29 | 1989-04-25 | Chevron Research Company | Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal |
| US5484755A (en) | 1983-08-29 | 1996-01-16 | Lopez; Jaime | Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst |
| US5108581A (en) * | 1985-09-09 | 1992-04-28 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroconversion of heavy feeds by use of both supported and unsupported catalysts |
| 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 |
| US5871638A (en) * | 1996-02-23 | 1999-02-16 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Dispersed anion-modified phosphorus-promoted iron oxide catalysts |
| AU2001238235A1 (en) * | 2000-02-15 | 2001-08-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Heavy feed upgrading based on solvent deasphalting followed by slurry hydroprocessing of asphalt from solvent deasphalting |
| CN1123627C (zh) * | 2000-11-08 | 2003-10-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 重油加氢转化催化剂及其制备方法 |
-
2004
- 2004-09-10 US US10/938,269 patent/US7238273B2/en active Active
-
2005
- 2005-09-07 EP EP05791327A patent/EP1824947A4/en not_active Withdrawn
- 2005-09-07 BR BRPI0515087-6A patent/BRPI0515087A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-09-07 MX MX2007002673A patent/MX2007002673A/es active IP Right Grant
- 2005-09-07 CA CA2579837A patent/CA2579837C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-07 CN CN200580035472XA patent/CN101084292B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-07 MX MX2007002654A patent/MX2007002654A/es not_active Application Discontinuation
- 2005-09-07 EA EA200700604A patent/EA016502B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-07 WO PCT/US2005/031788 patent/WO2006031542A2/en active Application Filing
- 2005-09-07 JP JP2007531284A patent/JP2008512555A/ja not_active Abandoned
- 2005-09-07 KR KR1020077005576A patent/KR100876663B1/ko not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-04-04 NO NO20071786A patent/NO20071786L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4857496A (en) * | 1983-08-29 | 1989-08-15 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst |
| US5162282A (en) * | 1983-08-29 | 1992-11-10 | Chevron Research And Technology Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
| RU2102139C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-01-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти | Катализатор гидропереработки и способ гидропереработки нефтяного и коксохимического сырья с его использованием |
| RU2206601C2 (ru) * | 2001-08-30 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" | Способ гидрообессеривания бензиновой фракции каталитического крекинга |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2007002673A (es) | 2007-05-15 |
| BRPI0515087A (pt) | 2008-07-08 |
| KR100876663B1 (ko) | 2009-01-07 |
| NO20071786L (no) | 2007-04-04 |
| US20060054535A1 (en) | 2006-03-16 |
| MX2007002654A (es) | 2007-05-16 |
| EA200700604A1 (ru) | 2008-02-28 |
| US7238273B2 (en) | 2007-07-03 |
| EP1824947A4 (en) | 2010-11-17 |
| KR20070057825A (ko) | 2007-06-07 |
| EP1824947A2 (en) | 2007-08-29 |
| CA2579837C (en) | 2011-02-15 |
| JP2008512555A (ja) | 2008-04-24 |
| WO2006031542A3 (en) | 2007-07-26 |
| CA2579837A1 (en) | 2006-03-23 |
| CN101084292B (zh) | 2011-07-27 |
| CN101084292A (zh) | 2007-12-05 |
| WO2006031542A2 (en) | 2006-03-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016502B1 (ru) | Способ повышения качества тяжелых масел посредством их гидропереработки с использованием состава высокоактивного суспендированного катализатора | |
| KR100886184B1 (ko) | 고활성 슬러리 촉매 조성물 | |
| EA012332B1 (ru) | Способ повышения качества тяжелого масла с использованием высокоактивного суспендированного катализаторного состава | |
| EP1799343B1 (en) | Highly active slurry catalyst composition | |
| KR100930991B1 (ko) | 중유 개량용 활성 슬러리 촉매 조성물의 재순환 방법 | |
| US5178749A (en) | Catalytic process for treating heavy oils | |
| JP5318411B2 (ja) | 固定床水素化処理方法およびシステムならびに既存の固定床システムをアップグレードする方法 | |
| EP0491932A1 (en) | A high activity slurry catalyst process | |
| CA1279027C (en) | Two-stage coprocessing of bitumen/coal slurries | |
| MXPA00001429A (en) | Process for reducing total acid number of crude oil |
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 |