JP4927323B2 - 選択的水素化脱硫プロセスにおけるβ炭化ケイ素担体を含む触媒の使用 - Google Patents

選択的水素化脱硫プロセスにおけるβ炭化ケイ素担体を含む触媒の使用 Download PDF

Info

Publication number
JP4927323B2
JP4927323B2 JP2004239472A JP2004239472A JP4927323B2 JP 4927323 B2 JP4927323 B2 JP 4927323B2 JP 2004239472 A JP2004239472 A JP 2004239472A JP 2004239472 A JP2004239472 A JP 2004239472A JP 4927323 B2 JP4927323 B2 JP 4927323B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
catalyst
range
feed stream
gasoline
silicon carbide
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2004239472A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2005059006A (ja
JP2005059006A5 (ja
Inventor
ブシィ クリストフ
ディエール ファブリス
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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 IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of JP2005059006A publication Critical patent/JP2005059006A/ja
Publication of JP2005059006A5 publication Critical patent/JP2005059006A5/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4927323B2 publication Critical patent/JP4927323B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/10Refining 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 platinum group metals or compounds thereof
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88Molybdenum
    • B01J23/882Molybdenum and cobalt
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/20Carbon compounds
    • B01J27/22Carbides
    • B01J27/224Silicon carbide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/20Sulfiding
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/16Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/24Chromium, molybdenum or tungsten
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/74Iron group metals
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85Chromium, molybdenum or tungsten
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/02Impregnation, coating or precipitation
    • B01J37/0201Impregnation
    • B01J37/0203Impregnation the impregnation liquid containing organic compounds
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/02Impregnation, coating or precipitation
    • B01J37/0201Impregnation
    • B01J37/0205Impregnation in several steps
    • 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
    • C10G2300/104Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
    • 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
    • C10G2300/1044Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • 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
    • C10G2300/202Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/30Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301Boiling range
    • 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02Gasoline

Landscapes

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

Description

本発明は、石油精製工業に関し、より詳しくは、石油留分を転化させるための各種ユニット、特にクラッキングユニットからのガソリンベースの製造に関する。
一般に、熱分解ユニット、例えばビスブレーキングもしくはコークス化、または接触分解例えば流動床接触分解では、大量の芳香族化合物およびオレフィンを含む不飽和ガソリン留分が生成する。そのようなガソリン留分は一般に、かなり高いレベル、例えば200〜3000重量ppmの範囲の硫黄を含んでいて、ガソリン燃料の一般的な規格には適合しない。従って、そのような留分は、深度脱硫をしてその硫黄含量を30重量ppm、さらには10重量ppm未満に低下させて、現行の規格に合わせたり、あるいは将来的な規格を満たすようにしなければならない。前記の操作を実施するために現在使用されている工業的プロセスは、接触水素化脱硫プロセスである。
前記留分の典型的な終留点は、260℃以下である。従って、それらには重質芳香族化合物は実質的に含まれない。前記留分には、触媒を被毒させたりおよび/または触媒の再生の妨げになったりするような、ニッケル、バナジウムまたは水銀のような金属も実質的に含まれない。
しかしながら、前記留分の深度水素化脱硫は極めて困難であるが、その理由は特別な技術的問題があるためで、その問題とは、それらの留分を、共存しているオレフィンを実質的に水素化することなく、効率よく脱硫しなければならないことである。オレフィン含量が低下し、そのためそれに相応してパラフィン含量が高くなると、ガソリン燃料のオクタン価が受容不能なほどに低くなってしまう。オクタン価は販売価格の本質的なパラメーターなのである。従って、処理留分を選択的に水素化脱硫するための方法、すなわち、原料流中のオレフィンの水素化を最低限に抑えながら硫黄を除去することが可能な水素化脱硫、が求められている。
そのような操作のために工業的に使用されている触媒は、典型的にはアルミナベースで、典型的には元素周期律表の第VIII族(ニッケル、鉄およびコバルトを含む族、このことにより使用する元素周期律表の版が区別できる)の少なくとも1種の金属または金属の金属化合物および/または周期律表の第VIB族(モリブデンおよびタングステンを含む族)の少なくとも1種の金属を含むものである。これまでにも、水素化脱硫の選択性を向上させるために、例えば、脱硫を実施する操作条件の変更および/または選択性を向上させるための水素化脱硫触媒の変更など、各種の技術が採用されてきた。触媒の選択性を改良するための方法がいくつか提案されてきた。その全部を挙げるわけにはいかないが、例えば次のようなものがある。
米国特許第A−4 140 626号明細書 特許文献1記載の発明は、分解ナフサを水素化処理をするためのプロセスに関するもので、少なくとも70重量%の酸化マグネシウムからなる担体に析出させた第VIB族の金属および第VIII族の金属を含む触媒を使用している。 米国特許第A−3 957 625号明細書 特許文献2記載の発明は、分解ガソリンを選択的に脱硫するためのプロセスに関するもので、コバルト−モリブデン/アルミナのタイプの触媒と、バリウム、マグネシウム、カドミウムおよび希土類から選択した助触媒を使用している。 米国特許第A−5 348 928号明細書 特許文献3記載の発明は、第VIB族の金属を4%〜20%(酸化物当量重量%)含み、第VIII族の金属を0.5%〜10%(酸化物当量重量%)含む選択的水素化処理触媒の調製および配合するための方法に関するものである。その担体には、全触媒質量に対して、0.5%〜50%(酸化物当量重量%)のマグネシウムと、0.02%〜10%の酸化物当量のアルカリが含まれている。
しかしながら、公知の従来技術の触媒は、かなりの量のオレフィンを消耗し、そのため、燃料の販売価格にとって重要かつ不利な状況が依然として続いている。この消耗の程度は、処理する原料流と水素化処理条件だけでなく、目的とする脱硫度によっても影響される。
本発明の目的の1つは、オレフィンを含む軽質留分に対する水素化脱硫の選択性を改良することが可能な特定の触媒を使用することにある。本発明のさらなる目的は、前記触媒を使用した選択的水素化脱硫のためのプロセスを提案することにある。
上記の目的を達成するために、請求項1による発明は、実質的に多核芳香族化合物および金属を含まないオレフィン系炭化水素原料流を選択的に水素化脱硫するためのプロセスにおいて、実質的にβ炭化ケイ素で構成される担体の上に析出させた、元素周期律表のVIII族および/またはVIB族の元素から形成される群からの少なくとも1種の金属または金属の金属化合物を含む担持触媒の使用である。
請求項2による発明は、終留点が260℃未満で、少なくとも5重量%のオレフィンを含む原料流を選択的に水素化脱硫するためのプロセスにおける、請求項1に記載の使用である。
請求項3による発明は、ガソリン範囲の沸点を有する原料流を選択的に水素化脱硫するためのプロセスにおける、請求項2に記載の使用である。
請求項4による発明は、少なくとも50重量%の熱分解ガソリンおよび/または流動接触分解ガソリンを含む原料流を選択的に水素化脱硫をするためのプロセスにおける、請求項3に記載の使用である。
請求項5による発明は、前記担体が5〜300m/gの範囲の比表面積を有する、請求項1〜4の1項に記載の使用である。
請求項6による発明は、温度条件が200℃〜400℃の範囲、圧力が0.5〜4MPaの範囲、H/原料流比が100〜600(リットル/リットル)の範囲、そして触媒に対する原料流の1時間あたりの質量流量(WHSV)が1〜15h−1の範囲で実施される、選択的水素化脱硫プロセスにおける、請求項1〜5の1項に記載の使用である。
本発明において用いるβ炭化ケイ素で構成される担体を含む触媒は、すでに公知である。
欧州特許第B1−0 313 480号明細書には、石油留分を水素化処理するための触媒の記載があり、前記触媒にはβ炭化ケイ素(SiC)で構成される担体が含まれている。
その担体は、コークおよび金属いずれによる被毒にも抵抗性がある点で有利であると、記載されている。コークの蓄積は高分子量芳香族化合物の存在と関係があるとの記載があり、また、金属(主としてニッケルおよびバナジウム)の存在が、重質石油留分中に前記金属が存在する結果であると記述されている。その脱硫活性は、チオフェンの場合について、他の触媒(比表面積220m/gを有するアルミナ担体を用いた触媒を含む)との比較によって測定される。そのような比較から判るのは、SiC担体を用いた触媒の脱硫活性(触媒1グラムあたり、1秒あたりに転換されるチオフェンのモル数)が、アルミナ担体を用いた触媒の活性よりも、約2分の1から6分の1と実質的に低いことで、その差は使用したSiC担体の表面積によるものであって、アルミナ担体の触媒のそれに近い。
前記の特許が技術的に教示していることは、SiC担体によって、原料流中に高分子量芳香族化合物や金属が存在することに関わる問題点を解決することが可能である、ということである。一方では前記特許は、水素化脱硫活性の面における、アルミナに代えてSiC担体を使用することのメリットには触れていない。さらに、前記特許では、本発明に関わるオレフィン系原料流(先に述べたように、望ましくない化合物がもはや実質的に存在しない原料流)を選択的に水素化脱硫するための触媒の使用におけるメリットについての言及や示唆が全くなされていない。
それとは対照的に、驚くべきことには、オレフィン系原料流を選択的に水素化脱硫する場合、本質的にβで構成されている担体を用いた触媒を使用することによって、公知の触媒よりも実質的に利点があるということを、本願出願人が見い出した。
請求項1の発明におけるように、SiCを使用することにより、改良された選択性を有する触媒を作ることができ、また、前記触媒のスタートアップ時間を最小限にして初期の水素化における過剰活性を抑えることができる、という利点があることが判った。
そのような問題点は、アルミナに担持させた商業用触媒については報告されており、米国特許第A−4 149 965号明細書では、オレフィン系原料流の水素化処理に使用するに先だって、触媒を前もって活性低下させておくことを教示しており、この活性低下処理は触媒の水素化活性を制限するように選択される。
特定の理論にとらわれることなく言えば、この効果は、担体が実質的に酸性でもなくまた実質的に塩基性でもないといういずれの状態をもとりうる、担体の性質からもたらされると考えられる。触媒の水素化性能が、担体の酸性度によって上がるということは知られている。酸性度が無いということにより、先に得られた結果を説明できるのは、オレフィンに関しては、βSiC担体を用いた触媒の水素化活性が比較的低いためである。このことは、オレフィンの水素化に関する、水素化脱硫の選択性も向上させる。アルミナ担体上に形成させるか、β炭化ケイ素担体上に形成させるかによって、スルフィド相の性質、従ってその触媒性能が異なってくるであろう、ということは無視することができない。
つぎに、本発明の実施の形態を説明する。
本発明において使用するβ炭化ケイ素は、典型的には、その比表面積(BET法により測定)が5m/gを超え、好ましくは5〜300m/gの範囲、より好ましくは10〜250m/gの範囲である。この担体の細孔容積は、典型的には、0.20cm/g〜1.0cm/gの範囲、好ましくは0.3cm/g〜0.8cm/gの範囲、より好ましくは0.35cm/g〜0.65cm/gの範囲である。
第VI族金属の量は、担体1グラムあたりのモル数で表して、典型的には6.94×10−5〜1.40×10−3の範囲、好ましくは8.34×10−5〜6.95×10−4の範囲、さらに好ましくは1.04×10−4〜5.50×10−4の範囲である。第VIII族金属の量は、担体1グラムあたりのモル数で表して、一般に4.0×10−5〜1.1×10−3の範囲、好ましくは5.34×10−5〜5.34×10−4の範囲、さらに好ましくは6.0×10−5〜4.0×10−4の範囲である。この触媒にはリンを含むのも好都合で、その含量は、担体1グラムあたりのモル数で表して、1.64×10−5〜1.64×10−3の範囲、好ましくは8.2×10−5〜1.31×10−3の範囲、さらに好ましくは8.2×10−5〜6.6×10−4の範囲とすることができる。
不均一系触媒に使用することが可能な炭化ケイ素タイプの担体の製造法は既に公知であって、例えば欧州特許第B1−0 440 569号明細書または米国特許第B1−6 184 178号明細書などに開示されているが、これらの特許で全てという訳ではない。このタイプの担体は、例えばシカット・サール(SICAT Sarl、仏国)によって工業的なスケールで生産されている。
本発明の触媒は、当業者に公知の各種標準的調製法によって調製することができ、活性相の各種金属もその担体の上に、順次または同時に析出させることができる。非限定的にそのような例を挙げれば、乾式含浸調製法、交換法、表面有機金属化学法などがある。
選択的水素化脱硫プロセスで使用するに先立って触媒を、インサイチューまたはエクサイチューで予備硫化させることもできる。硫化は、当業者に公知の各種方法を用いて実施することができる。1例を挙げれば、触媒を、所定の温度で所定の時間、水素気流で希釈したHSの雰囲気に置くことができる。
一般的に本発明は、多核芳香族化合物および金属を実質的に含まないオレフィン系炭化水素原料流を選択的に水素化脱硫するためのプロセスにおいて、本質的にβ炭化ケイ素で構成される担体の上に析出させた、周期律表のVIII族および/またはVIB族の元素から形成される群からの少なくとも1種の金属または金属の金属化合物を含む担持触媒の使用に関する。
典型的には、その原料流は260℃未満の終留点を有し、少なくとも5重量%のオレフィンを含んでいる。一般に前記原料流は、ガソリン範囲、すなわちASTM沸点範囲約30℃〜230℃で沸騰する。1例を挙げれば、その原料流には、少なくとも50重量%の熱分解ガソリンおよび/または流動接触分解ガソリンが含まれるが、さらには、ガソリン留分または水蒸気分解装置および/または流動接触分解装置(FCC)から得られるガソリンが90重量%を超えていたり、さらには完全にそれらのものであってもよい。
通常、選択的水素化脱硫プロセスは、温度条件が200℃〜400℃の範囲、圧力が0.5〜4.0MPaの範囲、H/HC比が100〜600(標準状態におけるリットル/リットル)の範囲、触媒の単位重量あたりの原料流の1時間あたりの質量流量(WHSV)が1〜15h−1の範囲の条件下で実施される。
以下、本発明の実施例を説明するが、本発明はこれらに限定されるものではない。
実施例1
本発明により使用する触媒Aの調製
触媒Aは、有機金属表面化学法(OrganoMetallic Surface Chemical Method、OMSC)と呼ばれる合成法を使用して得た。炭化ケイ素SiC押出し成形物(直径2mm)は、シカット・サール(SICAT Sarl)から供給されたもので、それらの主な特性を表1にまとめた。
Figure 0004927323
ヘプタモリブデン酸アンモニウム水溶液を、細孔容積法を使用して、炭化ケイ素の中に含浸させた。その溶液中のモリブデン(Mo)濃度は、担体の上で所望のMo含量が得られるように計算したものであり、次いでその固体を12時間熟成させた。ついでその固体を120℃で12時間かけて加熱炉乾燥させてから、乾燥空気気流中(1リットル/h・g(触媒))で500℃で2時間かけて焼成した。次いでその固体を硫化させたが、それには水素中ガス状HSの気流中[HSが15重量%、全ガス流量が1リットル/h・g(触媒)]、周囲温度から400℃まで昇温させた(昇温速度5℃/分)。温度を400℃で2時間保ち、次いで、その系を200℃まで冷却し(降温速度5℃/分)、その温度で純水素中でさらに2時間維持し、最後にやはり純水素中で周囲温度にまで冷却した。このように予備処理をした固体をOMSC合成に適した反応器(シュレンクチューブ)に移した。この反応器は前もって溶液を充満させて、その溶液の容積が触媒1gあたり10cmとなるようにしておき、次いでアルゴンを用いてパージして、媒体から微量の酸素もすべて除去した。この溶液は、n−ヘプタンで希釈した有機金属Co錯体、コバルトビスシクロペンタジエニルCo(Cからなっていた。有機金属錯体の濃度は、Co/(Co+Mo)の原子比が0.4となるように選択した。この固体を、周囲温度で水素を吹き込みながら2時間溶液中にとどめてから、純ヘプタン中で洗浄し、アルゴン気流中で周囲温度で1夜乾燥させた。最後にその固体を、先に述べたのと同じ処理を用いて硫化させた。硫化後の触媒の特性を表2に示す。
Figure 0004927323
実施例2
触媒B(比較触媒)の調製
アクセンス(Axens)から入手した工業用アルミナタイプの担体を使用し、触媒Aと同じ合成手順を用いて、触媒Bを得た。その担体の特性を表3に示す。
Figure 0004927323
硫化後の触媒の特性を表4に示す。
Figure 0004927323
このように、触媒Bは、使用した担体の種類によって、さらには粒子のサイズによって触媒Aとは本質的に区別される。
実施例3
第1のオレフィン系原料流における、触媒Aの使用と触媒Bの使用の比較
拡散による限界の問題をカバーするために、これらの触媒は空気のないところで粉砕して300〜500マイクロメートルの画分とした。この固体を次いで、空気中、周囲温度で4時間かけて不動態化させ、触媒反応器に充填した。次いでこの触媒を、合成原料流(n−ヘプタン中6重量%のジメチルジスルフィド)を使用してインサイチューで硫化させたが、その際の条件は次のとおりである。
全圧=2.0MPa、H/原料流=300(リットル/リットル)
1時間あたりの触媒に対する原料流の質量流量(WHSV)=3h−1
定温硫化工程は、350℃で4時間実施した(昇温速度20℃/時間)。
硫化が終了したら、温度を150℃まで下げ、硫化用原料流を処理対象のFCCガソリンに置き換え、操作条件を調節した。この実施例では、2種類の触媒を第1のオレフィン系原料流について試験したが、その原料流は中程度に硫化したトータルFCCガソリンで構成されていて、その特徴を表5に示す。
Figure 0004927323
試験条件は以下の通りである。
全圧、1.5MPa
/原料流=300(リットル/リットル)
1時間あたりの触媒に対する原料流の質量流量(WHSV)=9h−1
温度は、280℃〜310℃の間で変化させた。
それぞれの操作条件(温度)は少なくとも48時間は一定に保ち、リバーサル・ポイント(reversal point)は触媒の脱硫活性の損失が非常に小さい、またはゼロになるところとした。HDSおよびHDOの大きさはそれぞれ、次式に従って計算する。
・HDS=100×(1−Sf/So)
ここで、SoおよびSfはそれぞれ原料流および流出物中での濃度(ppm)を表す。
・HDO=100×(1−Cf/Co)
ここで、CoおよびCfはそれぞれ原料流中および流出物中のオレフィン濃度(重量%)を表す。
水素化脱硫活性および水素化活性は、それぞれの反応物質に対して1次(硫黄含有化合物)および0次(オレフィン系化合物)と仮定して計算した。
・AHDS=Ln[100(100−HDS)]
・AHDO=Co×HDO/100
表6に触媒AおよびBについての結果を示す。触媒Aの方が触媒Bよりも系統的に水素化が低いことから、炭化ケイ素に担持させた触媒の方が、アルミナに担持させた触媒よりも選択性がかなり高いことが判る。
Figure 0004927323
より正確には、アルミナに代えて炭化ケイ素担体を使用することにより、その脱硫活性は同じに保つか場合によっては多少改良しながら、触媒の水素化活性を抑制することが可能である。
実施例4
第1のオレフィン系原料流の選択的水素化脱硫における、触媒Aおよび触媒B操作のスタートアップ
触媒Aおよび触媒Bについての実施例3の試験の、最初の96時間の間における水素化(a)および水素化脱硫(b)の変化を表7、および図1に示す。
Figure 0004927323
試験の最初の数時間の間、触媒B(本発明で使用される触媒ではない)では、その安定化状態に比較すると水素化については過剰活性を示していたが、一方でその脱硫活性は実質的に安定であった。次いで、同等の硫黄含量とするためには、触媒B(本発明のものではない)では、試験の開始時には原料流中のオレフィンを過剰に水素化してしまい、そのため、触媒Bのサイクルのスタート時点で得られるガソリンは、同一の触媒が安定化した後で得られるものよりも、オクタン価の面で低品質となった。従って、このタイプの触媒では、米国特許第A−4 149 965号明細書に提案されているような部分的に活性低下させる処理をして、原料流を通す前にその水素化活性を抑えておくのがよい。それとは対照的に、触媒A(本発明の使用による)の場合にはこの現象は実質的に抑制されていて、試験のスタート時における水素化の過剰活性は実質的に無く、極めて速やかにその定常状態に達していた。そのため、触媒Aを、原料流と接触させる前に部分的に活性低下させておく必要はなかった。
実施例5
第2のオレフィン系原料流の場合の、触媒Aと従来型の触媒Bとの比較
この実施例では、上記2種の触媒について、上記のようにしてさらに硫化させた脱ペンタン化オレフィン系原料流(表8)を用いて試験した。
Figure 0004927323
試験条件は以下の通りである。
全圧、1.8MPa
/原料流=350(リットル/リットル)
WHSV=7h−1
温度を280℃〜310℃の間で変化させて、脱硫度を変化させた。表9に触媒AおよびBについての結果を示す。
Figure 0004927323
この原料流の場合でもやはり、炭化ケイ素に担持させた触媒の選択性がより高いことが判った。触媒Aにおいて最高の選択性が得られるのは、この場合もまた触媒Aの水素化活性が低いからであり、それに対してこの2種の触媒の脱硫活性は実質的に同等であった。
本発明の実施例4での第1のオレフィン系原料流の選択的水素化脱硫における触媒AおよびBのスタートアップ時(T=280℃)における水素化(a)および水素化脱硫(b)の変化を示す曲線図である。

Claims (6)

  1. 実質的に多核芳香族化合物および金属を含まないオレフィン系炭化水素原料流を選択的に水素化脱硫するための方法において、実質的にβ炭化ケイ素で構成される担体の上に析出させた、元素周期律表のVIII族および/またはVIB族の元素から形成される群からの少なくとも1種の金属または金属の金属化合物を含む担持触媒を使用する方法
  2. 終留点が260℃未満で、少なくとも5重量%のオレフィンを含む原料流を選択的に水素化脱硫する請求項1に記載の方法
  3. ガソリン範囲の沸点を有する原料流を選択的に水素化脱硫する請求項2に記載の方法
  4. 少なくとも50重量%の熱分解ガソリンおよび/または流動接触分解ガソリンを含む原料流を選択的に水素化脱硫する請求項3に記載の方法
  5. 前記担体が5〜300m/gの範囲の比表面積を有する、請求項1〜4のいずれか1項に記載の方法
  6. 温度条件が200℃〜400℃の範囲、圧力が0.5〜4MPaの範囲、H/原料流比が100〜600(リットル/リットル)の範囲、そして触媒に対する原料流の1時間あたりの質量流量(WHSV)が1〜15h−1の範囲で実施される選択的水素化脱硫方法における、請求項1〜5のいずれか1項に記載の方法
JP2004239472A 2003-08-19 2004-08-19 選択的水素化脱硫プロセスにおけるβ炭化ケイ素担体を含む触媒の使用 Expired - Fee Related JP4927323B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0310027 2003-08-19
FR0310027A FR2858980B1 (fr) 2003-08-19 2003-08-19 Utilisation d'un catalyseur comprenant un support en carburant de silicium b dans un procede d'hydrodesulfuration selective

Publications (3)

Publication Number Publication Date
JP2005059006A JP2005059006A (ja) 2005-03-10
JP2005059006A5 JP2005059006A5 (ja) 2007-10-04
JP4927323B2 true JP4927323B2 (ja) 2012-05-09

Family

ID=34043783

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2004239472A Expired - Fee Related JP4927323B2 (ja) 2003-08-19 2004-08-19 選択的水素化脱硫プロセスにおけるβ炭化ケイ素担体を含む触媒の使用

Country Status (5)

Country Link
US (2) US20050056568A1 (ja)
EP (1) EP1508370B1 (ja)
JP (1) JP4927323B2 (ja)
DE (1) DE602004018438D1 (ja)
FR (1) FR2858980B1 (ja)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7632962B2 (en) 2006-04-26 2009-12-15 Eastman Chemical Company Hydrogenation process and catalysts
FR2915743A1 (fr) * 2007-05-02 2008-11-07 Sicat Sarl Composite de nanotubes ou nanofibres sur mousse de beta-sic
WO2011041184A2 (en) * 2009-09-30 2011-04-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Production of aromatics from methane

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB899651A (en) * 1958-07-25 1962-06-27 British Petroleum Co Improvements relating to the refining of gasoline
GB1311473A (en) * 1969-03-31 1973-03-28 Gas Council Desulphiding of hydrocarbons
US4255253A (en) * 1979-01-03 1981-03-10 The Standard Oil Company Hydrogen processing of hydrocarbon feeds using coated catalysts
FR2621904B1 (fr) * 1987-10-19 1990-01-26 Pechiney Electrometallurgie Procede de production de carbure de silicium a grande surface specifique pour support de catalyseurs
US4914070A (en) * 1987-10-19 1990-04-03 Pechiney Electrometallurgie Process for the production of silicon carbide with a large specific surface area and use for high-temperature catalytic reactions
US6193877B1 (en) * 1996-08-23 2001-02-27 Exxon Research And Engineering Company Desulfurization of petroleum streams containing condensed ring heterocyclic organosulfur compounds
FR2758279B1 (fr) * 1997-01-13 1999-02-26 Pechiney Recherche Support de catalyseur a base de carbure de silicium a surface specifique elevee sous forme de granule ayant des caracteristiques mecaniques ameliorees
AU764311B2 (en) * 1999-01-12 2003-08-14 Hyperion Catalysis International Inc. Carbide and oxycarbide based compositions and nanorods
FR2790000B1 (fr) * 1999-02-24 2001-04-13 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'essences a faible teneur en soufre
US6372125B1 (en) * 1999-08-23 2002-04-16 Institut Francais Du Petrole Catalyst comprising a group VIB metal carbide, phosphorous and its use for hydrodesulphurisation and hydrogenation of gas oils
US6599417B2 (en) * 2000-01-21 2003-07-29 Bp Corporation North America Inc. Sulfur removal process
US20020148757A1 (en) * 2001-02-08 2002-10-17 Huff George A. Hydrotreating of components for refinery blending of transportation fuels
US7629289B2 (en) * 2004-06-23 2009-12-08 Uop Llc Selective naphtha desulfurization process and catalyst

Also Published As

Publication number Publication date
JP2005059006A (ja) 2005-03-10
EP1508370B1 (fr) 2008-12-17
US20080179220A1 (en) 2008-07-31
FR2858980A1 (fr) 2005-02-25
US20050056568A1 (en) 2005-03-17
EP1508370A1 (fr) 2005-02-23
DE602004018438D1 (de) 2009-01-29
FR2858980B1 (fr) 2006-02-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101521313B1 (ko) 탄화수소 공급원료의 촉매적 수소화처리에 유용한 조성물, 이 촉매의 제조방법 및 이 촉매의 사용방법
KR101209347B1 (ko) 다공도가 조절된 촉매를 사용하는 가솔린의 수소화탈황방법
KR102297213B1 (ko) 헤테로시클릭 극성 화합물을 함유한 수소화가공 촉매 조성물, 이러한 촉매의 제조 방법 및 이러한 촉매의 사용 방법
KR101345523B1 (ko) 황화 촉매를 사용한 선택적 수소화 방법
KR101668481B1 (ko) 특성 조성을 갖는 황화 촉매를 사용하는 선택적 수소화 방법
JP4547922B2 (ja) 硫黄化合物及びオレフィンを含む留分の水素処理に使用可能な部分的にコーキングされた触媒
CZ267994A3 (en) Catalysts, process of their preparation and use
JP2009127050A (ja) ヒ素を含むオレフィンガソリンの脱硫の二工程方法
JPH10310782A (ja) 炭化水素供給原料の高度水素化脱硫を行う方法
US5118406A (en) Hydrotreating with silicon removal
CA2686745A1 (en) Hydrodesulphurization nanocatalyst, its use and a process for its production
JP4452911B2 (ja) 第8族および第6b族の元素を含む担持触媒の存在下に、硫黄含有化合物およびオレフィンを含む留分を水素化脱硫するための方法
US7223333B2 (en) Process for hydrodesulphurization of cuts containing sulphur containing compounds and olefins in the presence of a catalyst comprising an element of group VIII and tungsten
JPH11290687A (ja) 炭化水素油の水素化分解触媒および水素化分解方法
JP4927323B2 (ja) 選択的水素化脱硫プロセスにおけるβ炭化ケイ素担体を含む触媒の使用
US11795405B2 (en) Process for the hydrodesulfurization of sulfur-containing olefinic gasoline cuts using a regenerated catalyst
US9861972B1 (en) Hydrodemetallization catalysts
JP4680520B2 (ja) 低硫黄軽油の製造方法および環境対応軽油
JP3544603B2 (ja) 炭化水素油の水素化精製方法
KR20210044226A (ko) 0℃에서 헤이즈가 없는 중질 기유 및 제조 방법
NO970222L (no) Katalysator, anvendelse av den og fremgangsmåte for dens fremstilling
US10822555B2 (en) Method for sweetening an olefinic petrol of sulphide-type compounds
KR20220035392A (ko) 낮은 황 및 메르캅탄 함량을 갖는 휘발유의 제조 방법
CN116023994A (zh) 一种重质馏分油生产低芳蜡油的加氢裂化方法
CN115443187A (zh) 包含载体和特定镍钼比的加氢催化剂

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20070816

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070816

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20100817

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100928

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20101227

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20120110

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20120209

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150217

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 4927323

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees