JP5813228B2 - 気体炭化水素から硫黄化合物を除去するのに有用な触媒組成物、その製造方法およびその使用 - Google Patents

気体炭化水素から硫黄化合物を除去するのに有用な触媒組成物、その製造方法およびその使用 Download PDF

Info

Publication number
JP5813228B2
JP5813228B2 JP2014522819A JP2014522819A JP5813228B2 JP 5813228 B2 JP5813228 B2 JP 5813228B2 JP 2014522819 A JP2014522819 A JP 2014522819A JP 2014522819 A JP2014522819 A JP 2014522819A JP 5813228 B2 JP5813228 B2 JP 5813228B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
sulfur
catalyst composition
catalyst
precipitate
hours
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
JP2014522819A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2014524836A (ja
Inventor
アブデヌール・ブラーヌ
オメル・レファ・コセオグル
ジンフェル・イスマギロフ
スヴェトラーナ・ヤシュニク
ミハイル・ケルジェンツェフ
ヴァレンティン・パルモン
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.)
Boreskov Institute of Catalysis Siberian Branch of Russian Academy of Sciences
Original Assignee
Boreskov Institute of Catalysis Siberian Branch of Russian Academy of Sciences
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
Priority claimed from US13/191,939 external-priority patent/US20130026072A1/en
Application filed by Boreskov Institute of Catalysis Siberian Branch of Russian Academy of Sciences filed Critical Boreskov Institute of Catalysis Siberian Branch of Russian Academy of Sciences
Publication of JP2014524836A publication Critical patent/JP2014524836A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5813228B2 publication Critical patent/JP5813228B2/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
    • C10G27/00Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
    • C10G27/04Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
    • 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
    • B01J23/005Spinels
    • 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
    • B01J23/80Catalysts 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 zinc, cadmium or mercury
    • 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
    • B01J23/83Catalysts 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 rare earths or actinides
    • 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
    • B01J23/90Regeneration or reactivation
    • B01J23/94Regeneration or reactivation of catalysts comprising metals, oxides or hydroxides of the iron group metals or copper
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/30Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their physical properties
    • B01J35/391Physical properties of the active metal ingredient
    • B01J35/393Metal or metal oxide crystallite size
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/60Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/60Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J35/61Surface area
    • B01J35/61310-100 m2/g
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/60Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J35/63Pore volume
    • B01J35/633Pore volume less than 0.5 ml/g
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/60Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J35/64Pore diameter
    • B01J35/6472-50 nm
    • 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
    • B01J37/03Precipitation; Co-precipitation
    • 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
    • B01J37/03Precipitation; Co-precipitation
    • B01J37/031Precipitation
    • 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
    • C10G25/00Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
    • 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
    • C10G29/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/16Metal oxides
    • 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

Landscapes

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

Description

本発明は、炭化水素から硫黄含有化合物を除去する方法に関する。本発明は特に、炭化水素が気相に存在しており、新規に提供される触媒の存在下で酸化および/または吸着法を使用するそのような方法に関する。触媒組成物およびその製造方法もまた、本発明の一部である。
硫黄含有サワー原油由来の石油製品を加工および最終使用する際に、硫黄化合物が大気に放出されると、健康および環境の問題が生じる。燃料製品に適用される厳しい低硫黄規格は、精製産業に影響を及ぼし、精製業者は、軽油中の硫黄含量を10重量ppm(ppmw)以下に低減するために高価で複雑な方法を採用することが必要になった。米国、日本および欧州連合加盟国のような工業国では、輸送燃料の精製業者は無公害製品を製造するよう既に義務づけられている。例えば、2007年、米国環境保護庁は、ハイウェイディーゼル燃料の硫黄含量を500ppmw(低硫黄ディーゼル)から15ppmw(超低硫黄ディーゼル)へと、97%減らすことを要求し始めた。欧州連合は、2009年以降に販売されるディーゼルおよびガソリン燃料は10ppmw未満の硫黄しか含有してはならないという、より厳しい基準を制定した。他の国々は、米国および欧州連合に追随し、精製業者に対して超低硫黄濃度を有する輸送燃料の製造を求める規制を導入しつつある。
超低硫黄燃料の製造に向けた最近の動向に追随するためには、精製業者は、低硫黄濃度に関する今後の規格を、既存設備を使用しながら最低限の追加設備投資によって満たすように、適応性を持った方法および/または原油から選択しなければならない。水素化分解法および二段階水素化処理法のような従来技術は、無公害輸送燃料を製造するための別の解決法を提供している。地方に新しい製造設備を建設するとき、これらの技術は利用可能であり採用することができる。しかしながら、多くの既存の水素化処理設備、例えば、比較的低圧の水素化処理装置を使用する水素化処理設備は、かなりの先行投資を要し、より厳しい硫黄低減基準が制定される前に建設されている。いわゆる「無公害」燃料を製造するために必要とされる、比較的より厳しい運転要件(例えばより高い温度および圧力)の故に、既存の水素化処理反応器を、その設備内で改良することは非常に困難である。精製業者が利用できる改良の選択肢は、再循環ガスの品質向上による水素分圧の上昇、より活性な触媒組成物の使用、液−固接触を増大するための改良反応器要素の導入、反応器容量の増大、および原料油の品質向上を包含する。
500〜3000ppmwの硫黄を含有する輸送燃料を製造する水素化処理装置は、世界中に多数設置されている。これらの装置は、比較的穏やかな条件(例えば、180℃〜370℃の沸点を有する直留軽油に対して30kg/cmの低い水素分圧)のために設計され、そのような条件で運転される。
15ppmw以下、場合により10ppmw以下に低減された最大許容硫黄濃度を含む、環境に配慮したより厳しい硫黄規格をますます普及させるには、厳しい問題が存在する。最終製品においてこの超低濃度硫黄を達成するには、典型的には、新たな高圧水素化処理設備の建設か、或いは例えば、新しい反応器の備え付け、ガス精製システムの組み込み、反応器の内部構造および要素の設計し直し、および/またはより活性な触媒組成物の使用による、既存設備の相当な改良が必要とされる。
炭化水素燃料中に典型的に存在する硫黄含有化合物は、脂肪族分子、例えば、硫化物、二硫化物およびメルカプタン、並びに芳香族分子、例えば、チオフェン、ベンゾチオフェンおよびその長鎖アルキル化誘導体、ジベンゾチオフェンおよびそのアルキル化誘導体、例えば4,6−ジメチルジベンゾチオフェンを包含する。硫黄含有芳香族分子は、硫黄含有脂肪族分子より高い沸点を有するので、高沸点留分中に、より多量に存在する。
また、軽油の留分は様々な特性を有する。以下の表は、アラビアンライト原油から得られる軽質軽油および重質軽油の特性を示す。
Figure 0005813228
表1に示されているように、軽質軽油および重質軽油の留分は、それぞれ、319℃および392℃のASTM D86 85体積%を有する。更に、軽質軽油留分は、重質軽油留分より少ない硫黄および窒素を含有する(1.65重量%の硫黄に対して0.95重量%の硫黄、および225ppmwの窒素に対して42ppmwの窒素)。
多次元ガスクロマトグラフィー(Hua R.ら, Journal of Chromatog. A, 1019 (2003) 101-109)のような先端分析技術は、170〜400℃で沸騰する中間留分が、アルキル置換基を伴ったまたは伴わない、チオール、硫化物、二硫化物、チオフェン、ベンゾチオフェン、ジベンゾチオフェンおよびベンゾナフトチオフェンを包含する硫黄種を含有することを示している。
軽質軽油および重質軽油の硫黄の詳細およびその含量は通常、2つの方法によって分析される。第一の方法では、硫黄種は構造グループに基づいて分類される。構造グループは、ジベンゾチオフェンおよびそのアルキル化異性体を包含し、310℃未満で沸騰する硫黄含有化合物を含む一方のグループ、並びにそれぞれC、CおよびCで示される1、2および3メチル置換ジベンゾチオフェンを含む他方のグループを包含する。この方法に基づくと、重質軽油留分は、軽質軽油より多量のアルキル化ジベンゾチオフェン分子を含有する。
第二の分析法では、濃度の変動および動向を観察するために、軽質軽油および重質軽油の硫黄含量を、硫黄含有化合物の沸点に対してプロットする。例えば、Koseogluら、Saudi Aramco Journal of Technology, 66-79 (Summer 2008)の図1が参照でき、その内容を引用してここに組み込む。図示されている沸点は、全炭化水素混合物の沸点ではなく、検出された硫黄含有化合物の沸点であることに留意されたい。ジベンゾチオフェン、4−メチルジベンゾチオフェンおよび4,6−ジメチルジベンゾチオフェンからなる主要な硫黄含有化合物の沸点も、図1に示されている。硫黄の詳細の累積曲線は、重質軽油留分が、軽質軽油留分と比べて、より高含量のより重質な硫黄含有化合物およびより低含量のより軽質な硫黄含有化合物を含有することを示している。例えば、重質軽油留分中には、軽質軽油留分中の1104ppmwと比べて、5370ppmwのC−ジベンゾチオフェン、およびベンゾナフトチオフェンのようなより嵩高い分子が存在することがわかる。その一方で、軽質軽油留分は、重質軽油と比べて、より高含量の軽質硫黄含有化合物を含有する。軽質硫黄含有化合物は、ジベンゾチオフェンより構造的に嵩高くなく、310℃未満で沸騰する。また、重質軽油留分中には、軽質軽油留分と比べて2倍のCおよびCアルキル置換ジベンゾチオフェンが存在する。
硫黄含有脂肪族化合物は、通常の水素化脱硫法を用いて、より容易に脱硫される(化学変化を起こしやすい)。しかしながら、ある高分岐脂肪族分子は、硫黄原子の移動を妨げることがあり、通常の水素化脱硫法を用いて脱硫することはやや困難である(処理しにくい)。
硫黄含有芳香族化合物のうち、チオフェンおよびベンゾチオフェンは比較的容易に水素化脱硫される。環化合物にアルキル基を付加すると、水素化脱硫されにくくなる。ベンゾチオフェン族にもう1つの環を付加することによって得られるジベンゾチオフェンは、更に脱硫されにくく、脱硫の困難さは、そのアルキル置換によって大きく変化する。ジ−β置換化合物が最も脱硫されにくく、従って、「処理しにくいもの(厄介者)」という呼称も納得できる。このβ置換基は、触媒の活性部位へのヘテロ原子の暴露を妨げる。
従って、処理しにくい硫黄含有化合物を経済的に除去することは非常に困難であり、現在の水素化処理技術を用いて、炭化水素燃料中の硫黄含有化合物を超低硫黄濃度になるまで除去するためには多くの費用がかかる。かつての規制によって500ppmwまで硫黄濃度が許容されていたときは、従来の水素化脱硫法の能力を超えて脱硫する必要性または動機付けはほとんど存在せず、従って、処理しにくい硫黄含有化合物は対象とされていなかった。しかしながら、より厳しい硫黄規格を満足するためには、実質的には、処理しにくい硫黄含有化合物を、炭化水素燃料流から除去しなければならない。
Ni−Moアルミナ触媒上、250℃および300℃、並びに40.7kg/cmの水素分圧での一次反応速度に基づく硫黄含有化合物の相対反応性、並びに活性化エネルギーを表2に示す(Steherら、Fuel Processing Technology, 79:1-12 (2002))。
Figure 0005813228
表2から明らかなように、250℃で、ジベンゾチオフェンは処理しにくい4,6−ジメチルジベンゾチオフェンより57倍反応性である。相対反応性は、運転過酷度の上昇に伴って低下する。温度が50℃上昇すると、4,6−ジメチルジベンゾチオフェンに対するジベンゾチオフェンの相対反応性は、57.7から7.3に低下する。
石油蒸留原料油の非触媒脱硫法の開発は広く行われており、硫黄含有化合物の酸化に基づく一般的なアプローチは、例えば、US 5,910,440、5,824,207、5,753,102、3,341,448および2,749,284に記載されている。
中間留分に適用される酸化脱硫は、いくつかの理由から関心が持たれている。第一に、穏やかな反応条件、例えば、室温〜200℃までの温度および1〜15気圧の圧力が通常採用され、それによって、特に通常は高価である水素の消費について妥当な投資および運転コストがもたらされる。別の理由は、硫黄含有芳香族種の高い反応性に関する。これは、表3に示されているように、電子リッチな結合芳香環によってもたらされ、芳香環上の付加アルキル基の存在によって更に増大される硫黄原子の高い電子密度が求電子攻撃に有利に働くことから明らかである(Otsukiら、Energy Fuels, 14:1232 (2000))。4,6−DMDBTのような分子の固有反応性は、水素化脱硫によって遥かにより容易に脱硫されるDBTより実質的には高いはずである。
Figure 0005813228
ある既存の脱硫法は、水素化脱硫および酸化脱硫の両方が組み込まれたものである。例えば、CabreraらのUS 6,171,478は、まず水素化脱硫反応ゾーンにおいて炭化水素原料油を水素化脱硫触媒と接触させ、ある硫黄含有分子の含量を低下させる、一体化された方法を記載している。次いで、得られた炭化水素流を全て、酸化剤を含む酸化ゾーンに送り、そこで、残りの硫黄含有化合物を酸化硫黄含有化合物に転化する。残留酸化剤を分解した後、酸化硫黄含有化合物を溶媒抽出し、酸化硫黄含有化合物流および低硫黄炭化水素油流を得る。後者の流れについて最終吸着工程を実施し、硫黄濃度を更に低下させる。
KocalのUS 6,277,271も、水素化脱硫と酸化脱硫とが一体化された脱硫法を記載している。硫黄含有炭化水素からなる流れおよび酸化硫黄含有化合物を含む再循環流を水素化脱硫反応ゾーンに導入し、水素化脱硫触媒と接触させる。低濃度の硫黄を含有する得られた炭化水素流を全て、酸化反応ゾーンにおいて酸化剤と接触させ、残りの硫黄含有化合物を酸化硫黄含有化合物に転化する。酸化硫黄含有化合物は、1つの流れにおいて除去され、低濃度の酸化硫黄含有化合物を含む炭化水素第二流は回収される。Cabreraらの方法と同様、Kocalの方法では、水素化脱硫流出物の全てを酸化している。
WittenbrinkらのUS 6,087,544は、まず留出原料油流を約50〜100ppmの硫黄を含有する軽質留分と、重質留分とに分留する脱硫法を開示している。軽質留分は、水素化脱硫反応ゾーンに送られる。次いで、脱硫軽質留分の一部を重質留分の半分と混合し、低硫黄留出燃料を生成する。しかしながら、低硫黄留出燃料生成物を得るために留出原料油流の全ては回収されておらず、高品質生成物の収率が実質的に低下することになる。
RappasらのWO 02/118518は、水素化処理器の下流に配置された二段階脱工程を開示している。水素化脱硫反応ゾーンにおいて水素化処理した後、留出原料油流の全てを酸化反応ゾーンに導入し、ギ酸および過酸化水素の水溶液中で二相酸化を行う。チオフェン硫黄含有化合物は、対応するスルホンに転化される。スルホンの一部は酸化反応の際、水溶液中に保持され、続く相分離工程によって除去しなければならない。残留スルホンを含有する油相は、液−液抽出工程に付す。CabreraらおよびKocalの方法と同様、WO 02/118518の方法では、水素化脱硫流出物の全てを酸化反応に、この場合は二相酸化に付している。
LevyらのWO 03/1014266は、硫黄含有化合物を含む炭化水素流を酸化反応ゾーンにまず導入する脱硫法を開示している。硫黄含有化合物は、水性酸化剤を用いて、対応するスルホンに酸化される。炭化水素相から水性酸化剤を分離した後、得られた炭化水素流を水素化脱硫工程に送る。WO 03/1014266の方法では、酸化反応ゾーンの全流出物を酸化脱硫している。
GongらのUS 6,827,845は、炭化水素原料油中の硫黄および窒素含有化合物の三段階除去法を開示している。原料油の全てまたは一部は水素化処理法の生成物である。第一工程では、原料油を、触媒活性金属は含まず過酸を含む酸化反応ゾーンに導入する。次いで、酸化炭化水素を、酸化硫黄化合物および酸化窒素化合物を含有する酢酸相から分離する。同文献では、流れの一部を酸化に付している。同定された最も高い留分境界点は316℃である。また、同文献では、増加した量の過酸およびより厳しい運転条件を必要とする酸化ゾーンにおける触媒活性金属は、明確に回避されている。例えば、実施例の1つにおけるH:Sモル比は640であり、触媒系を使用する酸化脱硫と比べると著しく高い。
GongらのUS 7,252,756は、輸送燃料を精製混合するために硫黄および/または窒素含有化合物の量を減らす方法を開示している。炭化水素原料油を、酸化ゾーンにおいて過酸化水素および酢酸を含有する不混和相と接触させる。重力による相分離後、酸化不純物を含水酢酸で抽出する。少なくなった不純物を含む炭化水素流を回収し、酢酸を回収するために、酸化および抽出ゾーンからの酢酸相流出物を一般的な分離ゾーンに送る。任意の態様では、酸化工程に送る原料油は、水素化処理留出物の低沸点成分であってよい。同文献では、低沸点留分を酸化ゾーンに送ることが意図されている。
M.A. Ledileら、Tetrahedron Lett., 10:785 (1976)は、70barの空気中、100℃でDBTを酸化するためにRuOxを使用することを報告している。97%の硫黄転化率が12時間後に得られている。
近年、DBT型芳香族硫黄化合物の極性スルホンおよび/またはスルホキシドへの空気酸化において、コバルトおよびマンガンベース触媒を使用することが記載されている。例えば、WO 2005/116169を参照されたい。MnO、Cr、V、NiO、MoOおよびCoを包含する多くの遷移金属酸化物、またはクロム酸塩、バナジウム酸塩、マンガン酸塩、レニウム酸塩、モリブデン酸塩およびニオブ酸塩のような遷移金属含有化合物が記載されているが、より活性かつ選択的な化合物は、酸化マンガンおよび酸化コバルトである。酸化マンガンまたは酸化コバルト含有触媒により、120℃でDBTの80%酸化転化率が得られたことが記載されている。これらの触媒の1つの利点は、燃料を液相で処理することである。提案されているODS法の一般反応スキームは以下の通りである:硫黄化合物R−S−R’はスルホンR−SO−R’に酸化され、後者は熱により分解され、使用される有用な炭化水素化合物を残しながらSOおよびR−R’に分離する。推奨温度は90℃〜250℃である。
130〜200℃および大気圧での硫黄化合物の酸化における、Al担持酸化マンガンおよび酸化コバルトの高い触媒活性は、Sampanthar J.T.ら、Appl. Catal. B:Environm., 63 (1-2): 85-93 (2006)に記載されている。同文献には、続く酸化生成物の極性溶媒による抽出後、燃料中の硫黄含量が40〜60ppmwに低下したことが記載されている。チオフェン転化率は時間と共に上昇し、8時間で80〜90%の最大転化率に達している。三置換ジベンゾチオフェン化合物が一置換ジベンゾチオフェンより酸化されやすいことが記載されている。ディーゼル中のS化合物の酸化反応性は以下の順である:トリアルキル置換ジベンゾチオフェン>ジアルキル置換ジベンゾチオフェン>モノアルキル置換ジベンゾチオフェン>ジベンゾチオフェン。これらの結果は、ディーゼル水素化脱硫において最も処理しにくい硫黄化合物が、燃料の酸化脱硫においてより反応性であることを示している。
US 5,969,191は、激しい酸化反応が回避されるよう特性が選択された触媒を用いる触媒熱化学法を記載している。熱化学法スキームにおける主要な触媒反応工程は、ある担持(単層)金属酸化物触媒上における有機硫黄化合物(例えばメルカプタン)の有用な化学中間体への選択的触媒酸化(例えば、CHSH+2O→HCO+SO+HO)である。この方法で使用される好ましい触媒は、所望のHCOを、COおよびHOに過剰酸化させる熱および物質移動限界の悪影響を最小限に抑える、特別に設計されたV/TiO触媒からなる。
上記文献の発明者によって後にWO 2003/051798(A1)に記載された方法は、複素環式硫黄化合物の少なくとも一部を二酸化硫黄、有用な酸化生成物および硫黄減少炭化水素に転化するために、酸素の存在下で気相において炭化水素流(例えば石油原料油または石油製品)中の複素環式硫黄化合物を担持金属酸化物触媒またはバルク金属酸化物触媒と接触させる工程、および実質的に少なくなった硫黄を含有する炭化水素流から独立して酸化生成物を回収する工程を含む。金属酸化物担体に担持された触媒金属酸化物層は、Ti、Zr、Mo、Re、V、Cr、W、Mn、Nb、Taおよびそれらの混合物からなる群から選択される金属に基づく。一般に、チタニア、ジルコニア、セリア、ニオビア、酸化スズ、またはこれらの2種以上の混合物の担体が好ましい。モリブデン、クロムおよびバナジウムに基づくバルク金属酸化物触媒を使用することもできる。燃料中の硫黄含量は約30〜100ppmw未満である。最適な空間速度は、4800V/V/hr未満に維持され、温度は50〜200℃である。
様々な担体上の硫黄耐性V含有触媒を使用することによる、様々な硫黄化合物(例えば、COS、CS、CHSH、CHSCH、CHSSCH、チオフェンおよび2,5−ジメチルチオフェン)の気相酸化脱硫は、Choi, S.ら、Preprints of Symposia - American Chemical Society, Division of Fuel Chemistry, 47(1):138-139 (2002)およびChoi S.ら、Preprints of Symposia - American Chemical Society, Division of Fuel Chemistry, 49(2):514-515 (2004)に教示されている。これらの文献では、供給ガスは、1000ppmwのCOSまたはCS、CHSH、CHSCH、CHSSCH、チオフェンおよび2,5−ジメチルチオフェンを含有しており、残余はHe中O18%である。生成物(ホルマリン、CO、H、無水マレイン酸およびSO)は、温度プログラム表面反応質量分析によってモニターされている。COSおよびCS酸化についてのターンオーバー頻度は、担体に依存して約一桁異なり、CeO>ZrO>TiO>Nb>Al−SiOの順であることが示されている。
酸化脱硫に一般的な触媒は、活性炭である(Yuら、Energy & Fuels, 19(2):447-452 (2005)、Wuら、Energy and Fuels, 19(5): 1774- 1782 (2005))。この方法を適用すると、空気による酸化によって150℃で気体燃料から硫化水素を除去することができ(Wuら、Energy and Fuels, 19(5):1774- 1782 (2005))、過酸化水素を用いてディーゼル燃料から硫黄を除去することもできる(Yuら、Energy & Fuels, 19(2):447-452 (2005))。活性炭の吸着能が高くなると、ジベンゾチオフェンの酸化においてその活性が高くなる。
先行技術は、脱硫燃料の問題にアプローチする様々な方法を示している。
TurbevilleらのUS 7,749,376は、硫黄含有化合物を触媒床に吸着させる触媒法を記載している。この方法は、低温で液体炭化水素を用いて実施する。この方法は、式:
Figure 0005813228
で示されるハイドロタルサイト構造を有する触媒を使用する非酸化的方法である。
CourtyらのUS 4,596,782は、Cu−Zn−Al触媒上でエタノールおよびメタノールを製造するための触媒法を教示している。触媒には活性化が必要であり、これは例えば、周知のフィッシャー・トロプシュ法において活性である金属銅粒子に酸化銅を還元する物質(例えばH、COまたはアルコール)および還元条件によって行われる。
YooらのUS 3,945,914は、液体炭化水素から硫黄化合物を除去するための触媒法を記載している。使用されている触媒は、本発明のものとは全く異なる。
HooverらのUS 2,640,010は、気相炭化水素から硫黄含有化合物を除去する方法が記載されている。しかしながら、その触媒は、本発明とは全く異なる。
これらの文献はいずれも、本発明の触媒組成物、酸化法または吸着法により気相炭化水素から硫黄含有化合物を除去する際のその使用、またはそのような触媒の製造方法を教示も示唆もしていない。
従って、超低硫黄濃度に炭化水素燃料を脱硫するための効率的かつ効果的な方法および装置に対する要求が存在する。
US 6,171,478 US 6,277,271 US 6,087,544 WO 02/118518 WO 03/1014266 US 6,827,845 US 7,252,756 WO 2005/116169 US 5,969,191 WO 2003/051798 US 7,749,376 US 4,596,782 US 3,945,914 US 2,640,010
M.A. Ledileら、Tetrahedron Lett., 10:785 (1976) Sampanthar J.T.ら、Appl. Catal. B:Environm., 63 (1-2): 85-93 (2006) Choi, S.ら、Preprints of Symposia - American Chemical Society, Division of Fuel Chemistry, 47(1):138-139 (2002) Choi S.ら、Preprints of Symposia - American Chemical Society, Division of Fuel Chemistry, 49(2):514-515 (2004) Yuら、Energy & Fuels, 19(2):447-452 (2005) Wuら、Energy and Fuels, 19(5): 1774- 1782 (2005)
従って、本発明の目的は、化学変化を起こしやすい種類および処理しにくい種類の硫黄含有化合物を別々に対象とする反応を利用して、異なった反応性を有する様々な種類の硫黄含有化合物を含有する炭化水素燃料流を脱硫することである。
本発明の別の目的は、処理しにくい有機硫黄化合物の気相酸化および/または吸着脱硫によって、超低硫黄濃度を有する炭化水素燃料を製造することである。
本発明の装置および方法に関して本明細書で使用されている用語「化学変化を起こしやすい有機硫黄化合物」とは、相対的に穏やかな水素化脱硫の圧力および温度条件下で容易に脱硫される有機硫黄化合物を意味しており、用語「処理しにくい有機硫黄化合物」とは、穏やかな水素化脱硫条件下で相対的に脱硫されにくい有機硫黄化合物を意味する。
炭化水素全流の脱硫は、2つの反応経路の1つによって起こり得る。第一経路、いわゆる「酸化工程」では、硫黄化合物は酸化され、硫黄化合物の少なくとも一部はSOに酸化される。第二経路、いわゆる「吸着工程」では、化合物は硫酸塩、亜硫酸塩および硫化物の1つ以上に転化される。経路の選択は、反応条件、並びに炭化水素燃料流における硫黄化合物の種類および量に依存する。吸着経路を使用する場合は、吸着した硫黄化合物を除去するために、ある時点で触媒を再生する必要がある。
本発明の様々な態様は、以下の詳細な説明に見られる。
図1は、本発明の実施に有用な1つの反応システムを示す。 図2は、硫黄含有化合物が吸着したことによる本発明の触媒の活性の低下を図示したものである。
実施例1
Cu(NO(0.2mol)、Zn(NO(0.07mol)およびAl(NO(0.235mol)を500mLの蒸留水に溶解し、以下において「溶液A」と称する溶液を生成した。この溶液のpHは2.3であった。
同様に、19.08gのNaCO(0.18mol)および36gのNaOH(0.9mol)を600mLの蒸留水に溶解し、「溶液B」を生成した。この溶液は13.7のpHを有していた。
溶液Aを65℃に加熱し、溶液Bの全てが添加されるまで、定速撹拌を行いながら約5mL/分の速度で溶液Bを溶液Aに添加した。得られた混合物は、11.0のpHを有していた。得られた沈澱物を、65℃、pH11で6時間エージングした。溶液を室温に冷却し、ブフナー漏斗を用いて濾過した。沈澱物を蒸留水で洗浄した。分析により、Cu、ZnおよびAlのほぼ全て(99%)が溶液から沈澱したことが分かった。
次いで、沈澱物を室温および110℃で12時間乾燥した。乾燥物質は暗褐色であった。乾燥後、乾燥物質を500℃で2時間焼成した。
焼成生成物は、36重量%の元素Cu、12.1重量%の元素Zn、14.2重量%の元素Alおよび0.02重量%の元素Naを含有していた(以下の実施例の全てにおいて、重量パーセントは酸化物ではなく純元素に関する)。
図1を参照すると、本発明の各態様が理解できる。各態様において、原料油流1および酸化剤2を、それぞれ酸化反応器および吸着反応器である反応器10aおよび10bの1つで混合した。酸化反応を実施するための反応器10aに原料油流を送った場合は、気体流4を取り出し、高圧分離反応器20に移した。高圧分離反応器では、C〜Cガス、酸素、SO、HSおよびCOSが分離され、硫黄不含有蒸気9を反応器から取り出した。
次いで、他の物質を含有する流れ5を、スクラバー反応器30に送った。スクラバー反応器では、酸化に送られる清浄化ガスを残してSOおよびHSが除去され、硫黄含有物質を処理して純硫黄を得た。
物質を吸着反応器10bに送った場合は、先に記載したように、亜硫酸塩、硫酸塩および硫化物が触媒上に堆積し、そのように処理した気体を、酸化反応から得られた気体と同じ処理に付した。
原子比Cu:Zn:Alは3:1:2.8であった。生成物は、94m/gの比表面積、0.24cm/gの細孔容積、9.5nmの平均細孔径を有していた。生成物は、X線アモルファス酸化物相を伴った高分散のCuOおよびZnOを示した。本明細書で使用されている「X線アモルファス酸化物相」とは、高分解能透過電子顕微鏡法(HRTEM)により観察したときに、2〜10nm、通常は2〜5nmの結晶性粒子が観察されたことを意味する。格子定数はスピネルの格子定数に極めて近接しており、EDXデータから推定された化学組成はCu0.3Zn0.7Alであった。
実施例2
500mLの溶液Aのサンプルを調製し、pH8.7で1molの(NHCOを含有する600mLの新しい溶液Bを調製した。
溶液Aを65℃に加熱し、定速撹拌を行いながら溶液Bを溶液Aに徐々に添加した。混合溶液は7.6のpHを有していた。
溶液AおよびBを混合した後、沈澱物が生成し、生成物を65℃で1時間エージングした。この沈澱物を、実施例1の沈澱物と同様に濾過し、続いて蒸留水を用いて室温で洗浄した。分析により、沈澱物が溶液からのZnおよびAlの約99%を含有し、Cuの80〜85%が沈澱物に移行したことが分かった。
実施例1と同様に沈澱物を乾燥し、その後、500℃で4時間焼成した。
得られた組成物は26.3重量%のCu、15.8重量%のZn、22.3重量%のAlであり、原子比Cu:Zn:Alは1.7:1:3.5であった。組成物は、82m/gの比表面積、0.29cm/gの細孔容積、12nmの平均細孔径を有していた。組成物は、X線アモルファス酸化物相(Cu0.45Zn0.55Al)および高分散CuOを示し、これには、全銅の50%未満が含まれていた。
実施例3
先の2つの実施例に記載したように、溶液Aのサンプルを調製した。この実施例では、600mLの蒸留水中で47.7g(0.45mol)のNaCOおよび18g(0.45mol)のNaOHを混合することによって溶液Bを調製した。得られた溶液は13.4のpHを有していた。
溶液Aを50℃に加熱し、定速撹拌を行いながら溶液Bを4mL/分の速度で徐々に添加した。得られたpHは10であった。
生じた沈澱物を50℃、pH8.5で2時間エージングし、溶液を濾過した。洗浄に続いて沈澱物を分析したところ、溶液に含まれていたCu、ZnおよびAlの初期量の約99%が含まれているが多量のNaも含まれていることが分かった。
室温で12時間乾燥した後110℃で12時間乾燥し、次いで、茶褐色の沈澱物を500℃で2時間焼成した。
得られた生成物は、40.5重量%のCu、13.3重量%のZn、13.8重量%のAlおよび0.47重量%のNaを含有していた。成分の原子比Cu:Zn:Alは3.1:1:2.5であった。組成物は、62m/gの比表面積、0.15cm/gの細孔容積、および8.7nmの平均細孔径を有していた。先の実施例と同様、組成物は、X線アモルファス酸化物相(Cu0.2Zn0.8Al)および高分散結晶相を示し、Cuのほとんどが含まれていた。
実施例4
沈澱物を熱いままエージングせずに濾過した以外は、実施例1の工程を実施した。焼成組成物は、40.2重量%のCu、9.7重量%のZn、17.2重量%のAlおよび0.22重量%のNaを含有していた。原子比Cu:Zn:Alは4.2:1:4.3であった。比表面積は75m/gであり、細孔容積は0.29cm/gであった。平均細孔径は12.5nmであった。相組成物は、CuO、ZnOおよびAlの高分散結晶性相であった。
実施例5
この実施例では、5.5×10−4molの硝酸セリウムを溶液Aに添加した以外は、実施例2に従って実施した。沈澱物が生成した後、沈澱物を55℃で6時間エージングした。焼成組成物の分析により、20.9重量%のCu、17.1重量%のZn、23.9重量%のAlおよび0.5重量%のCeであることが分かった。原子比Cu:Zn:Ce:Alは、3.0:1:0.01:3.8であった。組成物は、83m/gの比表面積、0.20cm/gの細孔容積および10.0nmの平均細孔径を有していた。組成物は、Cu0.5Zn0.5Alの組成を有するX線アモルファス酸化物相およびCuOの高分散結晶性相(Cuの60%未満が含まれる)、並びに5nm以下の粒子径を有するセリウム相を示した。これ以降は酸化物の量を記載しないが、その正確な量を確保するために、実施例1に記載した方法を実施することができる。
実施例6
この実施例は、硝酸セリウムの量を9.5×10−3molに増やした以外は、実施例5と同様に実施した。沈澱物の生成および濾過は65℃で6時間実施した。
得られた焼成組成物は、下記組成を有していた:Cu;20.2重量%、Zn;15.1重量%、Al;20.2重量%、Ce;8.5重量%。原子比Cu:Zn:Ce:Alは、1:35:1:0.25:3.2であった。比表面積は125m/gであり、細孔容積は0.3cm/gであった。平均細孔径は8.0nmであった。他の組成物のように、この組成物も、式:Cu0.5Zn0.5Alで示されるX線アモルファス酸化物相を示した。また、10nm以下の粒子径を有するセリウム相も示した。
実施例7
この実施例では、溶液Aは、2.6のpHで、500mLの蒸留水中、0.05molの硝酸銅、0.07molの硝酸亜鉛および0.13molの硝酸アルミニウムを含有していた。
溶液Bは、13.7のpHで、600mLの水中、53.0g(0.5mol)のNaCOおよび18g(0.45mol)のNaOHを含有していた。実施例1と同様に、これらの溶液を混合し、生じた沈澱物を分離した。焼成組成物は、10重量%のCu、20.0重量%のZn、21.3重量%のAlおよび0.65重量%のNaを含有していた。原子比Cu:Zn:Alは0.5:1:2.5であり、比表面積は112m/gであり、細孔容積は0.30cm/gであり、平均細孔径は10.8nmであった。組成物は式:Cu0.33Zn0.67Alを示し、高分散結晶性ZnO相も含有していた。
実施例8
この実施例では、溶液AおよびBを、実施例2の溶液と同様に調製した。
沈澱物のエージングは、実施例2では1時間であったが、65℃、pH6.5で6時間実施した。
得られた焼成生成物は、10.0重量%のCu、12.1重量%のZn、33.8重量%のAlおよび0.05重量%のNaを含有していた。原子比Cu:Zn:Alは0.84:1:6.7であった。比表面積は100m/gであり、細孔容積は0.35cm/gであり、平均細孔径は11.0nmであった。組成物は式:Cu0.4Zn0.6Alで示される同じX線アモルファス酸化物相を示し、γ−Al相も存在していた。
実施例9
この実施例では、溶液Aは、500mLの蒸留水に溶解した0.05molの硝酸銅、0.02molの硝酸亜鉛および0.45molの硝酸アルミニウムを含有しており、2.25のpHを有していた。
溶液Bは、600mLの蒸留水に溶解した53.0g(0.5mol)の(NHCOを含有していた。pHは8.0であった。
沈澱、および沈澱物の濾過を65℃、pH6.5で4時間実施し、13.0重量%のCu、4.2重量%のZnおよび36.5重量%のAlを含有する組成物を得た。原子比Cu:Zn:Alは3.1:1:21であった。比表面積は150m/gであり、細孔容積は0.45cm/gであり、平均細孔径は9.5nmであった。観察された組成物の式は、CuOとしてのCuによって変性されたAlおよびZnAlであった。
実施例10
この実施例では、溶液Aは、pH2.3で、500mLの蒸留水に溶解した、硝酸塩としての0.25molのCu、0.07molのZnおよび0.20molのAlを含有していた。溶液Bは、pH13.3で、600mLの蒸留水中、53.0g(0.5mol)のNaCOおよび12g(0.3mol)のNaOHを含有していた。
沈澱条件は実施例1と同様であったが、Alは完全には沈澱しなかった。実際、CuおよびZnの沈澱は99%であったのに対して、Alの沈澱は80%以下であった。得られた組成物は、50重量%のCu、25.2重量%のZn、7.4重量%のAlおよび0.85重量%のNaを含有していた。原子比Cu:Zn:Alは2.0:1.0:0.7であった。比表面積は50m/gであり、細孔容積は0.20cm/gであり、平均細孔径は15.2nmであった。組成物の式はCu0.33Zn0.67Alであり、高分散結晶性のCuO相およびZnO相を伴っていた。
実施例11
この最終合成実施例では、溶液Aは硝酸アルミニウムを含有しておらず、pH4.2で、500mLの蒸留水に溶解した硝酸塩としての0.04molのCu、0.02molのZnおよび0.14molのCeを含有していた。
溶液Bは、8.0のpHで、600mLの蒸留水中、15.0gの(NHCOおよび18.0gのNHHCOを含有していた。
焼成後、組成物は6.5重量%のCu、3.85重量%のZnおよび78重量%のCeを含有していた。組成物の原子比Cu:Zn:Ceは1.7:1:9.5であり、比表面積は85m/gであり、細孔容積は0.23cm/gであり、平均細孔径は10.9nmであった。XRDによって観察された組成物は、高分散結晶性CeO相であった。CuおよびZnの結晶性相も検出された。
実施例12
その後、上記実施例1〜11で調製した触媒について、硫黄含有化合物含有燃料油を酸化脱硫する能力を試験した。チオフェン、DBT(ジベンゾチオフェン)および4,6−DMDBTを含有する燃料を調製した。燃料を気体状に加熱し、触媒組成物上を通過させた。後の表には、触媒の組成(「Cu−Zn−Al」、「Cu−Zn−Al−Ce」または「Cu−Zn−Ce」)の後に(1)または(2)が記載されている。これは、実施例1〜11の溶液Bの種類を表しており、実施例1および2に記載されているような、Na含有溶液を(1)と表し、アンモニウム含有溶液を(2)と表している。最後の数字は、触媒を調製するために採用した実施例番号を示している。
実施例13
チオフェン、DBT、および下記特性:T50;264、T95;351、20℃での密度(単位:kg/L);0.841、硫黄(単位:重量%);1.93を有するディーゼル燃料を、実施例1の触媒を用いて酸化した。同様に、4,6−DMDBTを、実施例1、2および5の触媒を用いて酸化した。その結果を表4、5および6に示す。
Figure 0005813228
Figure 0005813228
Figure 0005813228
ディーゼル燃料の酸化時に反応器出口では、約0.16体積%のHS、0.118体積%のSOおよび5体積%のCOが検出された。
上記表において、「GHSV」は「気体容積流量」(単位:L/時間)を意味し、「WHSV」は触媒重量に関する「単位時間あたりの重量空間速度:供給量」(単位:kg/時間)を意味する。「O/S」は、酸素が試験材料に導入された比を意味する。「S」および「HC」はそれぞれ「硫黄」および「炭化水素」を意味する。
実施例14
この実施例およびその後の実施例は、硫黄が吸着工程を介して原料油流から除去されることを示す試験をまとめたものである。
先の実施例に記載したように、チオフェン、DBTまたは4,6−DMDBTを含有するモデル炭化水素燃料(いずれも0.09〜0.5重量%の硫黄含量でトルエンに溶解されている)を、以下の表7、8および9に示すように、様々な条件で実施例の触媒を用いて処理した。
Figure 0005813228
Figure 0005813228
Figure 0005813228
分析から、気相および液相から除去された硫黄が異なることが分かった。気相については、主要な硫黄含有化合物はSOであり、その量は0.035体積%〜0.42体積%で変化した。この値はとりわけ原料油流の硫黄含量、O/S比、GHSV値、および反応の長さに依存していた。より低い値が気相において見られる場合、これは触媒における亜硫酸塩、硫化物および硫酸塩の堆積に起因していた。実際、FTIRによる使用済み触媒の分析は、CuSOおよびZnSOを包含する表面のSO 2−基を示した。バルク硫酸塩は観察されなかった。表7、8および9は、これらのデータをまとめたものである。
実施例15
実施例14に記載した試験の過程で、触媒活性は著しく低下した。図2は、硫黄が気体状SOおよびCOSに転化される、0.14重量%の硫黄濃度でのオクタン中チオフェンの原料油流についての実験データを示す。反応は記載した時間にわたって実施し、反応温度(単位:℃)は記載した通りである。
白丸のデータから分かるように、触媒活性は5〜6時間後に低下しており、触媒を再活性化する必要があった。再活性化の方法は、後記実施例19に記載されている。
実施例16
本発明に従った吸着および酸化を調べるために別の試験を実施した。
オフロード用に市販されているディーゼル燃料を、標準的な技術を用いて硫黄含量について分析した。全硫黄含量は0.042重量%であり、そのほとんどが、ジベンゾチオフェン、4−メチルジベンゾチオフェン、4,6−ジメチルジベンゾチオフェン、アセナフトール[1,2−b]チオフェン、1,4,7−トリメチルジベンゾチオフェンおよび4−エチル−6−メチルジベンゾチオフェンに振り分けられた。
様々なパラメーターを使用して3つの異なった試験を実施した。以下にその結果をまとめる。
Figure 0005813228
硫黄含有気体化合物(即ち、SOおよびHS)は見出されなかった。これは、硫黄化合物が吸着されなかったことを示している。実際、液体生成物の分析は、DBT、4−MDBTおよび4,6−DMDBTを示した。これらの化合物についてのデータを、以下の表11にまとめる。酸化生成物は観察されなかった。
各硫黄化合物の含量の低下は、独立したGC−AED分析によって確認したことに留意されたい。
Figure 0005813228
実施例17
更なる試験では、1.92重量%の硫黄を含有する直留ディーゼル燃料を使用した。燃料サンプルの分析から、燃料サンプルが、おそらくはベンゾチオフェンの誘導体であると考えられる(DBTの滞留時間である67未満の滞留時間を有する)軽量硫黄化合物を、より多量に含有していることが分かった。燃料油中のその他の硫黄含有化合物は、ジベンゾチオフェン、4−メチルジベンゾチオフェン、4,6−ジメチルジベンゾチオフェン、および少量の他のアルキル置換ジベンゾチオフェンであった。
他のサンプルの全てを処理したように、サンプルを処理した。結果を表12に示す。
Figure 0005813228
約0.065体積%のSOおよび6体積%のCOが、反応器出口でモニターされた。液体生成物中の硫黄含量を計算すると、気相生成物を分析して計算した硫黄含量より高かった。これは、触媒表面に亜硫酸塩種および硫酸塩種が一部吸着し、CuSも存在することに起因すると考えられる(XRDデータはCu1.96SおよびCuを示した)。CHNS分析によれば、使用済み触媒の全硫黄含量は6〜10重量%であった。吸着した化合物は、流れに不活性ガスを添加することによりGHSWを増大させ、それによってHSおよびCOを生成させることによって除去することができた。濃度はそれぞれ、0.16体積%および0.118体積%に達した。
この実施例および実施例15のサンプルを、GC−AED分析によって比較した。実施例の直留ディーゼル燃料が、原燃料サンプルよりだいたい20〜40%少ない硫黄化合物を含有していることが分かった。このことは、硫黄転化率データにより実証されている。
比較の結果を表13にまとめる。
Figure 0005813228
実施例18
先の実施例は、本発明の触媒が、原料油流(例えば炭化水素燃料)からの硫黄の酸化および吸着除去の両方において使用されたことを示している。これらの系においていずれの機構が主流になるのかを決めるのに重要な1つ以上の因子を調べるために、試験を実施した。
以下の3つの表に、その結果をまとめる。表14に示したように、様々なパラメーターで、トルエン中ジベンゾチオフェンの原料油を使用した。結果は、それ以外の条件が同じであるかまたは類似している場合は、高いO/S比と同様に低いGHSVが吸着に有利に働くことを示している。ここで記載している「低いGHSV」とは3000h−1未満のGHSVを意味しており、「高いO/S比」とは30超の比を意味している。
表14に示されているデータに加えて、GHSVのみを可変因子として、1.93重量%の硫黄含量を有するディーゼル燃料のサンプルを試験した。そのデータを表15に示す。
硫黄の種類もまた、吸着に大きな影響を与えた。表15に、4,6−DMDBT(二段目)およびDBT(一段目)の脱硫の結果をまとめる。表から明らかであるように、同じ運転条件では、4,6−DMDBTはDBTより吸着されやすい。これは、硫酸塩および亜硫酸塩に酸化される4,6−DMDBTの能力が、4,6−DMDBTのより高い電子密度の故に、DBTと比べて高いことの結果である。
吸着経路は、SOを生成する反応経路より多量の酸素の付加を必要とする硫酸塩および亜硫酸塩の生成を伴う。これは、酸素の接触時間を短くするかまたは酸素濃度を高めることによって行うことができる。
Figure 0005813228
Figure 0005813228
1.93重量%の硫黄を含有するディーゼル留分を脱硫した場合、同じ傾向が観察された。結果を表16に示す。表から明らかであるように、より低いGHSVは、SOへの反応より吸着をもたらした。
Figure 0005813228
実施例19
この実施例およびその後の実施例は、硫黄の吸着除去を実施した後の使用済み触媒の再生を対象としている。
実施例17に記載した試験を実施した後に触媒を試験したところ、FTIRデータからは、触媒が6.5重量%の硫酸塩および亜硫酸塩形態の硫黄を含有し、XRDデータによる測定からは、触媒がバルク硫化銅(Cu1.96SおよびCu)を含有していることが分かった。使用済み触媒は、11.5重量%の炭素も含有していた。
酸素含量を1体積%から20体積%に徐々に増やしながら、酸素含有気体を用いて触媒を350℃で4時間処理することによって再生した。最後に、サンプルを空気中、800℃で4時間焼成した。
再生触媒は、以下の化学組成(単位:重量%):Cu−36.0、Zn−12.1、Al−14.2、Na−0.02を有していた。触媒中の硫黄含量および炭素含量はそれぞれ0.3重量%未満および0.1重量%未満であった。触媒は、75m/gの比表面積、0.30cm/gの細孔容積および12nmの平均細孔径を有していた。触媒相組成物は、格子パラメーターa=8.02〜8.1Åを有する高分散スピネル相、およびCuOの結晶相を示した。スピネル相は、2〜10nm(HRTEMデータ)の粒度分布を有する粒子を示し、EDX分析によって測定されたように化学組成:Cu0.3Zn0.7Alを有していた。
実施例20
実施例17の使用済み触媒の別のサンプルを、別の方法で再生した。具体的には、水蒸気−窒素−酸素混合物を用いてサンプルを400℃で4時間処理によって再生した。混合物の水蒸気含量は10体積%であり、酸素含量は1〜5体積%であった。
再生触媒は、実施例19の組成と同じ組成を有していた。
実施例21
上記実施例14は、様々な材料を脱硫するための様々な触媒の使用を記載している。本実施例では、トルエン中DBTから硫黄を除去するために使用した「Cu−Zn−Al(2)」と記載される使用済み触媒を再生した。再生前に使用済み触媒を分析すると、2.3重量%の硫黄および7.3重量%の炭素を含有していた。
温度を60〜120℃/時間の速度で120℃から530℃に上昇させながら、水素含有気体混合物(窒素中5体積%のH)で処理することによってサンプルを再生した。最後に、サンプルを530℃で2時間水素化処理した。
再生触媒は下記組成(単位:重量%):Cu−26.3、Zn−15.8、Al−22.3を有していた。硫黄含量および炭素含量はそれぞれ0.5重量%未満および2.0重量%未満であった。触媒は、70m/gの比表面積、0.27cm/gの細孔容積および11nmの平均細孔径を有していた。触媒相組成物は、格子パラメーターa=8.02〜8.2Åを有する高分散スピネル相、並びにCuOおよびCuOの結晶相を示した。
実施例22
温度を60〜90℃/時間の速度で120℃から360℃に上昇させながら、水素含有気体混合物(窒素中5体積%のH)を用いて360℃で2時間処理することによって、実施例21に記載した使用済み触媒の第二サンプルを再生した。次いで、サンプルを不活性ガス中で1時間および空気流中で2時間、350℃で保持した。
再生触媒は、実施例21の組成と同じ組成を有しており、硫黄含量および炭素含量は0.5重量%未満および0.4重量%未満であった。触媒は、75m/gの比表面積、0.33cm/gの細孔容積および12nmの平均細孔径を有していた。触媒相組成物は、格子パラメーターa=8.02〜8.2Åを有する高分散スピネル相、およびCuOの結晶相を示した。
実施例23
実施例21および22に記載されているような「Cu−Zn−Al(2)」と同様に使用され、「Cu−Zn−Al(3)」と記載される触媒を、高温熱分解によって再生した。処理前、使用済み触媒は、2.2重量%の表面SO 2−+SO 2−、および8.3重量%の炭素を含有していた。
不活性雰囲気中、760℃での4時間の高温熱分解により焼成して、このサンプルを再生した。
焼成触媒は、下記組成(単位:重量%):Cu−20.9、Zn−17.1、Al−23.9、Ce−0.5を有していた。硫黄含量および炭素含量はそれぞれ0.3重量%未満および2.5重量%未満であった(炭素は炭酸塩形態であった)。触媒は、70m/gの比表面積、0.17cm/gの細孔容積および8.5nmの平均細孔径を有していた。触媒相組成物は、格子パラメーターa=8.02〜8.2Åおよび化学組成:Cu0.5Zn0.5Alを有する高分散スピネル相、並びにCuOの結晶相を示した。
先の実施例は、例えば硫黄含有気体炭化水素からの硫黄の酸化および/または吸着除去に有用な触媒組成物、並びにそのような組成物の製造方法および使用を包含する本発明の特徴を記載している。
触媒組成物は、所定の重量パーセントで銅、亜鉛およびアルミニウムの酸化物を含んでなり、酸化セリウムを含有する場合もある。組成物は、Zn、Cuおよび場合によりCeの高分散酸化物を伴ったX線アモルファス酸化物相を示す。
先に記載したように、組成物は所定の量の金属酸化物を含有する。本発明に許容されている重量パーセントは、5〜20重量%未満の酸化亜鉛、10〜50重量%の酸化銅、および20〜70重量%の酸化アルミニウムである。酸化セリウムが存在する場合は、その量は、組成物の0.1〜10重量%であってよい。
上記構造は、HRTEMデータによればスピネルに相当する格子パラメーターを有しており、EDX分析により示される化学組成:CuZn1−xAlを有する。この式は、スピネルの標準式、即ち「MAl[式中、Mは金属または金属の組み合わせを表す]」に相当する。スピネルには、高分散結晶としてZnOおよびCuOが存在する。酸化セリウムが存在する場合、酸化セリウムは、5nm〜10nmの粒子径を有する粒子形態で存在する。好ましくは、xは0.1〜0.6、より好ましくは0.2〜0.5である。
本発明の組成物は、好ましくは顆粒状であり、好ましくは先に記載した方法によって、柱体、球体、トリローブ体またはクアトロローブ体のような様々な形状に成形されてよい。組成物の顆粒は、好ましくは1mm〜4mmの直径を有する。
組成物は、好ましくは10m/g〜100m/g、より好ましくは50m/g〜100m/gの比表面積を有し、好ましくは8nm〜12nm、より好ましくは8nm〜10nmの細孔を有する。好ましい態様では、重量パーセントは、20〜45のCuO、10〜20のZnOおよび20〜70のAlであり、最も好ましくは30〜45のCuO、12〜20のZnOおよび20〜40のAlである。
本発明の触媒組成物は、Cu、ZnおよびAl並びに場合によりCeの硝酸塩の水溶液を調製し、次いで、この溶液を、NaOH、および/または(NHCO、NaCOおよびNHHCOの少なくとも1つを含有するアルカリ性水溶液と混合することによって製造される。
これらの溶液は、約50℃〜約60℃の温度および約6.5〜約14のpHで混合する。得られた水酸化物、炭酸塩および/またはヒドロキシ炭酸塩は沈澱し、次いで、これらを濾過し、洗浄し、少なくとも100℃の温度で少なくとも10時間乾燥する。その後、得られた乾燥物質を、少なくとも450℃の温度で約2〜4時間焼成し、本明細書に記載されている組成物を製造する。
実施例に詳述されているように、濾過および洗浄の前に沈澱物をエージングしてよい。
触媒組成物の複合体を製造することがしばしば望ましく、これは好ましくは、焼成前にバインダーを組成物に添加することによって行われる。バインダーは、例えば、ポリエチレンオキシド、ポリビニルアルコール、アルミニウム擬似ベーマイト、シリカゲルまたはそれらの混合物であってよい。バインダーは、沈澱物の約1重量%〜約20重量%、好ましくは1〜10重量%の量で添加してよく、水酸化物の場合は3〜20重量%の量で添加してよい。得られた混合物は、例えば成形ダイを通して押出し、次いで、好ましくは室温で24時間乾燥させ、その後、約100℃で2〜4時間乾燥させる。続いて、500℃の温度に達するまで1分間あたり2〜5℃ずつ温度を上げることによって押出物をゆっくりと加熱し、次いで、500℃で2〜4時間焼成する。
実際は、組成物は、硫黄の少なくとも一部が例えばSOに酸化されるのに十分な時間、酸素供給源と一緒に硫黄含有気体炭化水素と混合して使用される。酸素供給源は、好ましくは純酸素であるが、空気または他の酸素供給源であってもよい。好ましくは、先に記載した材料は、1〜30barの圧力、200℃〜600℃の温度、1〜20h−1の単位時間あたりの重量空間速度、1000〜20000h−1の単位時間あたりの気体空間速度、0.01〜0.1の酸素炭素モル比、1〜150の酸素硫黄モル比を包含する条件で混合する。圧力は好ましくは1〜10bar、より好ましくは1〜5barであり、温度は好ましくは250〜500℃、最も好ましくは300〜500℃である。単位時間あたりの気体空間速度は好ましくは5000〜15000h−1、最も好ましくは5000〜10000h−1であり、O/Cモル比は好ましくは0.02〜0.1、最も好ましくは0.05〜0.1であり、O/Sモル比は好ましくは10〜100、最も好ましくは20〜50である。
原料油、即ち硫黄含有炭化水素は変更できるが、好ましくは36℃より高い、より好ましくは565℃より高い沸点を有するものである。
実際は、触媒組成物は、例えば固定床、沸騰床、移動床または流動床の形態で使用される。
本発明の他の特徴は、当業者には明らかであり、ここでの反復は不要である。
記載されている用語および表現は、限定のためではなく説明のために使用されており、そのような用語および表面の使用において、記載および説明されている特徴と同等のものまたはその一部が除外されることは意図されておらず、本発明の範囲において様々な変更が可能であると認められる。
1 原料油流
2 酸化剤
4 気体流
5 他の物質を含有する流れ
6 清浄化ガス
7 再循環酸素
8 ガスブリード
9 硫黄不含有蒸気
10 硫黄
10a 酸化反応器
10b 吸着反応器
20 高圧分離反応器
30 スクラバー反応器

Claims (20)

  1. 30重量%〜45重量%の量の酸化銅、12重量%〜20重量%未満の量の酸化亜鉛、および20重量〜40重量%の量の酸化アルミニウムを含んでなる、硫黄含有気体炭化水素の酸化脱硫に有用な触媒組成物であって、式:CuZn1−xAl[式中、xは0〜1の数である]で示されるX線アモルファス酸化物相、並びに高分散結晶性のZnOおよびCuOを有する触媒組成物。
  2. 触媒組成物の0.1重量%〜10重量%の量の、直径5nm〜10nmの粒子状CeOを更に含んでなる、請求項1に記載の触媒組成物。
  3. 顆粒状である、請求項1に記載の触媒組成物。
  4. 柱体、球体、トリローブ体またはクアトロローブ体として成形された、請求項1に記載の触媒組成物。
  5. 組成物の顆粒は1mm〜4mmの直径を有する、請求項1に記載の触媒組成物。
  6. 10m/g〜100m/gの比表面積を有する、請求項1に記載の触媒組成物。
  7. 組成物の顆粒の細孔は8nm〜12nmの直径を有する、請求項1に記載の触媒組成物。
  8. 組成物の顆粒の細孔は0.1cm/g〜0.5cm/gの容積を有する、請求項1に記載の触媒組成物。
  9. 50m/g〜100m/gの比表面積を有する、請求項6に記載の触媒組成物。
  10. 細孔は8nm〜10nmの直径を有する、請求項7に記載の触媒組成物。
  11. xは0.1〜0.6である、請求項1に記載の触媒組成物。
  12. xは0.2〜0.5である、請求項11に記載の触媒組成物。
  13. 硫黄の一部を除去するために酸素含有ガスの存在下で硫黄含有気体炭化水素を請求項1に記載の触媒組成物に接触させることを含む、炭化水素に含まれる硫黄の一部を除去する方法。
  14. 硫黄含有炭化水素中の硫黄を酸化することを含む、請求項13に記載の方法。
  15. 硫黄含有化合物を触媒に吸着させることを含む、請求項13に記載の方法。
  16. 触媒を再生することを更に含む、請求項15に記載の方法。
  17. (i)50℃〜65℃の温度および6.5〜14のpHで、硝酸銅、硝酸亜鉛および硝酸アルミニウムをそれぞれ含有する水溶液と、NaOH、および/または(NHCO、NaCOおよびNHHCOの少なくとも1つを含有するアルカリ性溶液とを混合して、(a)Cu、ZnおよびAlを含有する炭酸塩、(b)Cu、ZnおよびAlを含有する水酸化物、および(c)Cu、ZnおよびAlを含有するヒドロキシ炭酸塩の少なくとも1つを含有する沈澱物を生成する工程、
    (ii)沈澱物をエージングする工程、
    (iii)沈澱物を濾過および洗浄する工程、
    (iv)少なくとも100℃の温度で少なくとも10時間、沈澱物を乾燥する工程、および
    (v)少なくとも450〜500℃の温度で2〜4時間、沈澱物を焼成する工程
    を含む、請求項1に記載の触媒組成物の製造方法。
  18. 水溶液は硝酸セリウムを更に含有し、炭酸塩、水酸化物およびヒドロキシ炭酸塩はCeを含有する、請求項17に記載の方法。
  19. 工程(i)の沈澱物と、ポリエチレンオキシド、ポリビニルアルコール、アルミニウム擬似ベーマイトゾル、シリカゲルおよびそれらの混合物からなる群から選択されるバインダーとを混合して押出性混合物を生成する工程、ダイを通して混合物を押出して押出物を生成する工程、押出物を室温で24時間乾燥し、その後100℃で2〜4時間乾燥する工程、および2〜5℃/分の速度で500℃に温度を上昇させて押出物を2〜4時間焼成する工程を更に含む、請求項18に記載の方法であって、沈澱物の1〜10重量%の量でバインダーを添加する方法。
  20. 沈澱物は水酸化物を含有し、方法は、沈澱物と、ポリエチレンオキシド、ポリビニルアルコール、アルミニウム擬似ベーマイトゾル、シリカゲルおよびそれらの混合物からなる群から選択されるバインダーとを混合して押出性混合物を生成する工程、ダイを通して混合物を押出して押出物を生成する工程、押出物を室温で24時間乾燥し、その後100℃で2〜4時間乾燥する工程、および2〜5℃/分の速度で500℃に温度を上昇させて押出物を2〜4時間焼成する工程を更に含み、沈澱物の3〜20重量%の量でバインダーを添加する、請求項17に記載の方法。
JP2014522819A 2011-07-27 2012-06-08 気体炭化水素から硫黄化合物を除去するのに有用な触媒組成物、その製造方法およびその使用 Expired - Fee Related JP5813228B2 (ja)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/191,939 US20130026072A1 (en) 2011-07-27 2011-07-27 Catalytic compositions useful in removal of sulfur compounds from gaseous hydrocarbons, processes for making these and uses thereof
US13/191,939 2011-07-27
US13/491,815 US9663725B2 (en) 2011-07-27 2012-06-08 Catalytic compositions useful in removal of sulfur compounds from gaseous hydrocarbons, processes for making these and uses thereof
US13/491,815 2012-06-08
PCT/US2012/041508 WO2013015889A1 (en) 2011-07-27 2012-06-08 Catalytic compositions useful in removal of sulfur compounds from gaseous hydrocarbons, processes for making these and uses thereof

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2014524836A JP2014524836A (ja) 2014-09-25
JP5813228B2 true JP5813228B2 (ja) 2015-11-17

Family

ID=46317530

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014522819A Expired - Fee Related JP5813228B2 (ja) 2011-07-27 2012-06-08 気体炭化水素から硫黄化合物を除去するのに有用な触媒組成物、その製造方法およびその使用

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9663725B2 (ja)
EP (1) EP2736636B1 (ja)
JP (1) JP5813228B2 (ja)
KR (1) KR101988065B1 (ja)
CN (1) CN104136116B (ja)
WO (1) WO2013015889A1 (ja)

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BRPI0809881B1 (pt) 2007-05-03 2019-08-20 Auterra, Inc. COMPOSTO DA FÓRMULA I: MmOm (OR2)n(I) E MÉTODO PARA SUA PRODUÇÃO
US8298404B2 (en) 2010-09-22 2012-10-30 Auterra, Inc. Reaction system and products therefrom
US8764973B2 (en) 2008-03-26 2014-07-01 Auterra, Inc. Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams
US9206359B2 (en) 2008-03-26 2015-12-08 Auterra, Inc. Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams
US8894843B2 (en) 2008-03-26 2014-11-25 Auterra, Inc. Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams
US9061273B2 (en) 2008-03-26 2015-06-23 Auterra, Inc. Sulfoxidation catalysts and methods and systems of using same
US9828557B2 (en) 2010-09-22 2017-11-28 Auterra, Inc. Reaction system, methods and products therefrom
EP2736863A1 (en) * 2011-07-31 2014-06-04 Saudi Arabian Oil Company Process for oxidative desulfurization with integrated sulfone decomposition
CN104560251B (zh) * 2013-10-28 2017-04-19 中国石油化工股份有限公司 净化剂及其用途
DE102013225724A1 (de) * 2013-12-12 2015-06-18 Evonik Industries Ag Reinigung flüssiger Kohlenwasserstoffströme mittels kupferhaltiger Sorptionsmittel
WO2015137301A1 (ja) * 2014-03-11 2015-09-17 東ソー株式会社 芳香族ニトロ化合物用水素化触媒とその製造方法
CN105582877B (zh) * 2014-10-24 2019-01-25 中国石油化工股份有限公司 常温脱硫脱砷剂及其制备方法
US9580661B2 (en) * 2014-11-24 2017-02-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrocarbon desulfurization with oxidation of disulfides and conversion of SO2 to elemental sulfur
WO2016154529A1 (en) 2015-03-26 2016-09-29 Auterra, Inc. Adsorbents and methods of use
US10882801B2 (en) 2016-01-04 2021-01-05 Saudi Arabian Oil Company Methods for gas phase oxidative desulphurization of hydrocarbons using CuZnAl catalysts promoted with group VIB metal oxides
US10450516B2 (en) 2016-03-08 2019-10-22 Auterra, Inc. Catalytic caustic desulfonylation
US10384197B2 (en) * 2016-07-26 2019-08-20 Saudi Arabian Oil Company Additives for gas phase oxidative desulfurization catalysts
US10814312B2 (en) * 2017-05-25 2020-10-27 Osaka Gas Co., Ltd. Desulfurizing agent for gases and gas desulfurization method
WO2019028127A1 (en) 2017-08-01 2019-02-07 Research Triangle Institute ZINC OXIDE-BASED SORBENTS USING ALKALI METAL HYDROXIDES AND METHODS FOR THE PREPARATION AND USE THEREOF
CN107596904B (zh) * 2017-11-09 2018-08-21 湖南环达环保有限公司 一种高硫容氧化锌精脱硫剂及其制备方法
CN109835910B (zh) * 2017-11-28 2020-11-06 中国石油天然气股份有限公司 一种载体硅胶的制备方法
CN108579720A (zh) * 2018-05-14 2018-09-28 福州大学 一种以稀土元素掺杂的类水滑石为前驱体的硫化氢选择性氧化催化剂及其制备方法
CN109012678A (zh) * 2018-08-27 2018-12-18 鲁西催化剂有限公司 一种高分散脱硫催化剂制备方法
US11174441B2 (en) 2018-10-22 2021-11-16 Saudi Arabian Oil Company Demetallization by delayed coking and gas phase oxidative desulfurization of demetallized residual oil
US10703998B2 (en) 2018-10-22 2020-07-07 Saudi Arabian Oil Company Catalytic demetallization and gas phase oxidative desulfurization of residual oil
US10894923B2 (en) * 2018-10-22 2021-01-19 Saudi Arabian Oil Company Integrated process for solvent deasphalting and gas phase oxidative desulfurization of residual oil
CN109439376B (zh) * 2018-10-31 2020-08-04 沈阳三聚凯特催化剂有限公司 一种常温脱硫剂及其制备方法
US11278871B2 (en) * 2020-03-13 2022-03-22 Toyota Motor Engineering & Manufacturing North America, Inc. Direct no decomposition catalyst
CN112371107A (zh) * 2020-11-12 2021-02-19 大连理工大学 一种原子级分散的过渡金属氧化物/SiO2复合材料、制备方法及其应用
EP4305126A1 (en) 2021-03-09 2024-01-17 Sasol Chemicals GmbH Formulations containing non-ionic surfactants as emulsion-modifiers in oil treatments
PL245558B1 (pl) * 2021-10-18 2024-09-02 Politechnika Lodzka Sposób termokatalitycznego utleniania i odsiarczania związków organicznych zawierających siarkę, zwłaszcza stanowiących produkty odpadowe
WO2024013756A1 (en) 2022-07-11 2024-01-18 Hindustan Petroleum Corporation Limited Method for preparation of mesoporous adsorbent for desulfurization of hydrocarbons
CN115869981B (zh) * 2022-12-08 2024-08-02 中国科学院山西煤炭化学研究所 一种改性锰基尖晶石羰基硫水解催化剂及其制备方法
CN116099354A (zh) * 2023-02-10 2023-05-12 昆明理工大学 一种球形氧化铈催化剂在低温催化水解有机污染物中的应用
CN116273022B (zh) * 2023-03-21 2024-06-07 昆明理工大学 一种中空核壳结构的催化材料及其制备方法和应用
CN118477641A (zh) * 2024-05-08 2024-08-13 中国科学院大学 含硫VOCs氧化催化剂及其制备方法与应用

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2749284A (en) 1950-11-15 1956-06-05 British Petroleum Co Treatment of sulphur-containing mineral oils with kerosene peroxides
US2640010A (en) 1951-11-08 1953-05-26 Air Reduction Method of removing sulfur from petroleum hydrocarbons
US3063936A (en) 1958-08-22 1962-11-13 Ici Ltd Desulfurization of hydrocarbon oils
BE625074A (ja) 1961-11-24
US3617523A (en) 1969-10-16 1971-11-02 Chevron Res Regeneration procedure for sulfur-contaminated hydroconversion unit
US3945914A (en) 1974-08-23 1976-03-23 Atlantic Richfield Company Process for "sulfur reduction of an oxidized hydrocarbon by forming a metal-sulfur-containing compound"
US4263020A (en) 1980-01-02 1981-04-21 Exxon Research & Engineering Co. Removal of sulfur from process streams
DE3005551A1 (de) 1980-02-14 1981-08-20 Süd-Chemie AG, 8000 München Katalysator zur synthese von methanol und hoehere alkohole enthaltenden alkoholgemischen
US4252635A (en) 1980-04-11 1981-02-24 Chevron Research Company Sulfur oxides control in cracking catalyst regeneration
US4621069A (en) 1983-10-03 1986-11-04 Hri, Inc. Continuous process for catalyst regeneration by staged burnoff of carbon and sulfur compounds
FR2558738B1 (fr) 1984-01-27 1987-11-13 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication de catalyseurs contenant du cuivre, du zinc et de l'aluminium, utilisables pour la production de methanol a partir de gaz de synthese
EP0234745B1 (en) 1986-01-29 1991-06-12 Dyson Refractories Limited Catalysts
US4985074A (en) 1987-11-05 1991-01-15 Osaka Gas Company Limited Process for producing a desulfurization agent
US5108968A (en) 1990-04-06 1992-04-28 Recat, Inc. Process for treating a material wherein the material is suspended in a gaseous atmosphere
US5880050A (en) 1992-03-26 1999-03-09 Institut Francais Du Petrole Process for the regeneration of catalyst containing sulphur
WO1994020213A1 (en) 1993-03-12 1994-09-15 Tricom, Inc. Catalyst regeneration
FR2712824B1 (fr) 1993-11-26 1996-02-02 Inst Francais Du Petrole Procédé de régénération de catalyseur.
US5753102A (en) 1994-11-11 1998-05-19 Izumi Funakoshi Process for recovering organic sulfur compounds from fuel oil
US5910440A (en) 1996-04-12 1999-06-08 Exxon Research And Engineering Company Method for the removal of organic sulfur from carbonaceous materials
US5824207A (en) 1996-04-30 1998-10-20 Novetek Octane Enhancement, Ltd. Method and apparatus for oxidizing an organic liquid
US20030178343A1 (en) 1996-08-23 2003-09-25 Chen Jingguang G. Use of hydrogen to regenerate metal oxide hydrogen sulfide sorbents
US5969191A (en) 1996-10-25 1999-10-19 Lehigh University Production of formaldehyde from methyl mercaptans
US5953911A (en) 1998-02-04 1999-09-21 Goal Line Environmental Technologies Llc Regeneration of catalyst/absorber
US6087544A (en) 1998-05-07 2000-07-11 Exxon Research And Engineering Co. Process for the production of high lubricity low sulfur distillate fuels
US6037307A (en) 1998-07-10 2000-03-14 Goal Line Environmental Technologies Llc Catalyst/sorber for treating sulfur compound containing effluent
US6277271B1 (en) 1998-07-15 2001-08-21 Uop Llc Process for the desulfurization of a hydrocarbonaceoous oil
US6171478B1 (en) 1998-07-15 2001-01-09 Uop Llc Process for the desulfurization of a hydrocarbonaceous oil
JP2001046872A (ja) 1999-08-11 2001-02-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd メタノール改質触媒、メタノール改質触媒の製造方法及びメタノール改質方法
US6402940B1 (en) 2000-09-01 2002-06-11 Unipure Corporation Process for removing low amounts of organic sulfur from hydrocarbon fuels
CA2421731C (en) 2000-09-11 2011-11-01 Research Triangle Institute Process for desulfurizing hydrocarbon fuels and fuel components
US6827845B2 (en) 2001-02-08 2004-12-07 Bp Corporation North America Inc. Preparation of components for refinery blending of transportation fuels
US20030094400A1 (en) 2001-08-10 2003-05-22 Levy Robert Edward Hydrodesulfurization of oxidized sulfur compounds in liquid hydrocarbons
CA2470079A1 (en) * 2001-12-13 2003-06-26 Lehigh University Oxidative desulfurization of sulfur-containing hydrocarbons
US6627572B1 (en) * 2002-03-22 2003-09-30 Sud-Chemie Inc. Water gas shift catalyst
WO2004055135A1 (en) * 2002-12-17 2004-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds
JP2004195445A (ja) 2002-12-17 2004-07-15 Toshiaki Kabe 有機硫黄化合物を含有する液体の酸化方法、酸化触媒、酸化脱硫方法および酸化脱硫装置
JP4201795B2 (ja) * 2002-12-18 2008-12-24 コスモ石油株式会社 軽油の水素化処理触媒及びその製造方法並びに軽油の水素化処理方法
US7252756B2 (en) 2002-12-18 2007-08-07 Bp Corporation North America Inc. Preparation of components for refinery blending of transportation fuels
CN1961061A (zh) 2004-05-31 2007-05-09 新加坡科技研究局 从燃料中去除硫的新型方法
US20060111233A1 (en) 2004-11-19 2006-05-25 Fina Technology, Inc. Removal of nitrogen and sulfur contamination from catalysts by hot hydrogen stripping
US7749376B2 (en) 2005-08-15 2010-07-06 Sud-Chemie Inc. Process for sulfur adsorption using copper-containing catalyst
CA2666204C (en) * 2006-10-13 2015-09-22 Idemitsu Kosan Co., Ltd. Catalyst for carbon monoxide conversion and method of carbon monoxide modification with the same
EP2135673A4 (en) 2007-04-10 2013-11-20 Idemitsu Kosan Co CATALYST PREPARATION MATERIAL AND THIS USING CATALYST
US7749375B2 (en) 2007-09-07 2010-07-06 Uop Llc Hydrodesulfurization process
US8088711B2 (en) * 2007-11-30 2012-01-03 Saudi Arabian Oil Company Process and catalyst for desulfurization of hydrocarbonaceous oil stream
CN101618314B (zh) * 2008-05-20 2013-03-06 中国石油化工股份有限公司 一种脱硫吸附剂及其制备方法和应用

Also Published As

Publication number Publication date
US20130028822A1 (en) 2013-01-31
KR20140079365A (ko) 2014-06-26
JP2014524836A (ja) 2014-09-25
CN104136116A (zh) 2014-11-05
EP2736636B1 (en) 2020-01-08
WO2013015889A1 (en) 2013-01-31
US9663725B2 (en) 2017-05-30
CN104136116B (zh) 2017-02-08
KR101988065B1 (ko) 2019-06-11
EP2736636A1 (en) 2014-06-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5813228B2 (ja) 気体炭化水素から硫黄化合物を除去するのに有用な触媒組成物、その製造方法およびその使用
JP6105753B2 (ja) 超低レベルの有機硫黄化合物を有するディーゼル燃料を生成するための、気相酸化脱硫及び水素化脱硫を統合する、標的とした脱硫プロセス及び装置
JP6105630B2 (ja) 超低レベルの有機硫黄化合物を有する燃料を生成するための、穏やかな水素化脱硫の統合気相接触酸化
US8016999B2 (en) Process for removing sulfur from fuels
MX2007007802A (es) Proceso de desulfuracion oxidativa.
JP2003528942A (ja) メルカプタンの形成が低減された二段高度ナフサ脱硫
EP1765959A1 (en) Novel process for removing sulfur from fuels
US20130026072A1 (en) Catalytic compositions useful in removal of sulfur compounds from gaseous hydrocarbons, processes for making these and uses thereof
Mirshafiee et al. Current status and future prospects of oxidative desulfurization of naphtha: a review
WO2013065007A1 (en) Nano structured adsorbent for removal of sulphur from diesel and gasoline like fuels and process for preparing the same
TWI403361B (zh) 從烴類原料中移除硫化合物之方法
US20090159502A1 (en) Decomposition of peroxides using iron-containing acidic zeolites
CN113166659A (zh) 残油的催化脱金属和气相氧化脱硫
CN113166658A (zh) 残油的溶剂脱沥青和气相氧化脱硫的集成方法
WO2007144897A1 (en) Sorbent composition, method for its manufacture and use

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20141003

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20150413

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20150512

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150710

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: 20150818

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20150915

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5813228

Country of ref document: JP

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

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees