NO138339B - Apparat for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer - Google Patents
Apparat for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer Download PDFInfo
- Publication number
- NO138339B NO138339B NO663/73A NO66373A NO138339B NO 138339 B NO138339 B NO 138339B NO 663/73 A NO663/73 A NO 663/73A NO 66373 A NO66373 A NO 66373A NO 138339 B NO138339 B NO 138339B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- catalyst
- reactor
- pressure
- oil
- valve
- Prior art date
Links
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims description 82
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 17
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims description 15
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims description 13
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 135
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 4
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 description 27
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 22
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 22
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 21
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 12
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 4
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical group [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000011437 continuous method Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000007324 demetalation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 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
- C10G35/00—Reforming naphtha
- C10G35/04—Catalytic reforming
- C10G35/10—Catalytic reforming with moving catalysts
- C10G35/12—Catalytic reforming with moving catalysts according to the "moving-bed" method
-
- 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
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/08—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles
- B01J8/12—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles moved by gravity in a downward flow
-
- 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
- C10G49/14—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 according to the "moving-bed" technique
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår et apparat for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer.
Ved katalytisk behandling av hydrocarbonoljer avtar de an-
vendte katalysatorers aktivitet under bruk. Den hastighet hvormed aktiviteten avtar, er avhengig av katalysatortypen, av det til-
førte hydrocarbon og av arbeidsbetingelsene. Hastigheten kan så-
ledes være langsom, og nedsettelsen av katalysatorlagets aktivitet til økonomisk uaksepterbare nivåer kan ta ett eller to år eller den kan foregå hurtig og nå slike nivåer i_..løpet av timer. Mellom disse to ytterpunkter forekommer et helt område av deaktiverings-hastigheter.
Ved katalytiske prosesser hvor aktivitetsnedsettelsen av katalysatoren foregår hurtig, er det nødvendig med en hyppig regenerering av katalysatoren, og dette fører til at regenererings-
tiden vil utgjøre en vesentlig del av prosesstiden. Det derav følgende produksjonstap kan i alminnelighet ikke aksepteres, og det er derfor blitt utnyttet utskiftningsreaktorsystemer for å muliggjøre en fortsatt produksjon i én eller flere reaktorer mens én eller flere andre reaktorer regenereres. Disse systemer fører imidlertid til forholdsvis store og kompliserte anlegg og er derfor kostbare. Det tas følgelig ved oppfinnelsen sikte på å tilveiebringe et apparat for utførelse av en kontinuerlig fremgangsmåte for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer og som kan utføres i én eller flere reaktorer hvortil ny katalysator tilsettes og hvorfra brukt katalysator fjernes under driftsperioden. På denne måte er det mulig å opprettholde en kontinuerlig katalytisk prosess med en i det vesentlige konstant katalysatoraktivitet.
Ved de temperaturer og trykk som slike katalytiske prosesser utføres ved, oppstår det problemer i forbindelse med fjernelsen av katalysator fra reaktoren under drift av denne og i forbindelse med separering av katalysator fra flytende og gassformige hydrocarbonoljer og innføring og fjernelse av disse fra reaktoren. Det tas derfor ved oppfinnelsen også sikte på å tilveiebringe et apparat hvori disse operasjoner kan utføres uten vanskelighet.
Oppfinnelsen angår derfor et apparat egnet for utførelse av en kontinuerlig prosess for katalytisk behandling av hydrocarbon-ol jer, og apparatet er særpreget ved at det omfatter (a) en høytrykkslagringsbeholder for ny katalysator med ett eller
flere innløp for ny katalysator og/eller væske og/eller gass, (b) en høytrykksreaksjonsbeholder som inneholder et tilførsels-innløp og et produktutløp og som har en bunn som inneholder
en katalysatoruttømningstrakt bestående av minst to omvendt kjegleformige.seksjoner, idet vinklene mellom disse kjegleformige seksjoner og reaksjonsbeholderens vertikale akse er mellom 5° og 45° og bunnen av en øvre kjegleformig seksjon via en sylindrisk siktseksjon står i forbindelse med toppen av en nedre kjegleformig seksjon,
(c) en høytrykksuttømningsbeholder for brukt katalysator med ett eller flere utløp for brukt katalysator og/eller væske og/eller
gass,
(d) en ledning som forbinder høytrykkslagringsbeholderen og høy-
trykksreaks jonsbeholderen og som i det minste er forsynt med en faststoffreguleringsventil og/eller en høytrykksventil, og (e) en ledning som forbinder høytrykksreaksjonsbeholderen og høy-
trykksuttømningsbeholderen og som er forsynt med en faststoffreguleringsventil anordnet overfor reaksjonsbeholderen, med en væske- og gasstett høytrykksventil anordnet overfor uttømningsbe-holderen, og med et innløp for væske som står i forbindelse med ledningen mellom de to ventiler og som er forsynt med en væsketett høytrykksventil.
Det foreliggende apparat kan benyttes for en gassfaseprosess, en væskefaseprosess eller dels en gassfaseprosess og dels en væskefaseprosess. Den olje som skal behandles, innføres enten ved reaktorens topp og ledes nedad over katalysatorlaget eller den inn-føres ved reaktorens bunn og strømmer oppad over katalysatorlaget. I det førstnevnte tilfelle vil oljen passere gjennom reaktoren med samme strømningsretning som katalysatoren og produktet skilles fra katalysatoren og fjernes fra reaktoren via sikten, og i det sistnevnte tilfelle vil oljen tilføres katalysatorlaget via sikten, strømme med motsatt retning i forhold til katalysatoren og produktet fjernes ved reaktorens topp. Hvilken av de to utførelses-former som vil anvendes, er avhengig av typen av den spesielle angjeldende katalytiske prosess.
Det foreliggende apparat kan anvendes for en lang rekke kontinuerlige katalytiske behandlinger av hydrocarbonoljer.
Som eksempler på slike behandlinger kan nevnes katalytisk cracking, reforming, polymerisering, alkylering og isomerisering. Den foreliggende fremgangsmåte er spesielt egnet for katalytisk hydrogenbehandling av hydrocarbonoljer, hvor oljen sammen med en hydrogenholdig gass ledes over katalysatorlaget. Uten at dette er ment å være begrensende, omfatter slike hydrogenbehandlinger hydro-genering, hydrocracking, hydroavsvovling og/eller hydroavnitrering.
Den katalytiske hydrogenbehandling av hydrocarbonoljer som delvis foreligger som væsker, kan med fordel utføres ved anvendelse av det foreliggende apparat. Den tilførte olje kan således inne-holde høytkokende hydrocarbonoljer, som destillat- eller restoljer erholdt fra atmosfærisk destillasjon eller vakuumdestillasjon av råolje. Tunge oljer erholdt ved katalytisk eller termisk cracking av jordoljefraksjoner er også meget godt egnede tilførselsmaterialer for de hydrogenbehandlingsprosesser som kan utføres med apparatet ifølge oppfinnelsen.
Det foreliggende apparat er særdeles fordelaktig for anvendelse ved fjernelse av metallforurensninger fra og for hydroavsvovling av en restolje.
Som kjent inneholder restoljer forskjellige metallholdige og metallfrie bestanddeler med høy molekylvekt som har en uheldig inn-flydelse på katalysatoraktiviteten i den hydroavsvovlingsprosess som restoljen utsettes for. De viktigste metallholdige bestanddeler er forbindelser inneholdende nikkel og vanadium, og av de metallholdige bestanddeler er harpikser, polyaromatiske forbindelser og asfaltener av betydning. Avsetning av tungmetallfor-bindelsene og koksdannelse forårsaket spesielt av asfaltenene ned-setter i alvorlig grad katalysatorens evne til å omdanne de svovel-holdige forbindelser i restoljen. Ved hydroavsvovling av restoljer med statisk katalysatorlag gjør den av metaller forårsakede for-urensning av katalysatoren det nødvendig periodevis å avbryte prosessen slik at katalysatoren kan byttes ut. Disse periodevise avbrytelser kan bli hyppige dersom sterkt forurensede restoljer behandles og føre til en meget ineffektiv drift.
Ved å benytte det foreliggende apparat i et tidlig trinn
i en prosess for hydroavsvovling av restoljer fås en meget enkel
metode for kontinuerlig og effektiv drift. I en slik prosess til-føres restoljen fortrinnsvis først til én eller flere reaktorer hvori metallforurensningene i oljen i det vesentlige fjernes og oljens svovelinnhold fortrinnsvis nedsettes. Derefter tilføres den i det vesentlige avmetalliserte olje til én eller flere hydroavsvovlingsreaktorer med statisk lag og hvori oljen hydroavsvovles. Reaktoren eller reaktorene hvori metallforurensningene fjernes, tjener derfor som en sikkerhetsreaktor eller -reaktorer for reaktoren eller reaktorene med statisk lag ved at i de førstnevnte reaktorer hoveddelen av. metallforurensningene fjernes som ellers ville ha forgiftet katalysatoren i de sistnevnte reaktorer. Ved hjelp av denne fremgangsmåte er det mulig å tilveiebringe en kontinuerlig tilførsel av restolje som er blitt avmetallisert i en i det vesentlige konstant grad, for reaktorene med statisk lag som derfor kan drives i langt lengre tid uten regenerering og/eller ut-bytning av katalysatoren enn hva som ellers ville ha vært mulig.
Da dessuten katalysatoren i beskyttelsesreaktoren eller -reaktorene kontinuerlig eller periodevis fjernes og erstattes med ny katalysator, utelukkes muligheten for at katalysatorlaget i beskyttelsesreaktoren eller -reaktorene vil tilstoppes. Det samme gjelder for den efterfølgende hydroavsvovlingsreaktor eller de etterfølgende hydroavsvovlingsreaktorer med statisk lag da denne eller de kan drives med et i det vesentlige avmetallisert til-før sel smateriale .
Tilførselen og fjernelsen av katalysator utføres som regel periodevis, men kan i enkelte tilfeller foretas kontinuerlig.
I det førstnevnte tilfelle kan ny katalysator tilføres sam-tidig som brukt katalysator fjernes. I praksis er imidlertid dette ikke så fordelaktig, og det foretrekkes først å fjerne en viss mengde brukt katalysator for derefter straks å tilføre en tilsvarende mengde ny katalysator. Denne fjernelse av katalysator fulgt av en tilførsel av ny katalysator kan om ønsket gjøres i omvendt rekke-følge. For hver fjernelses-/tilførselsperiode kan mellom 0,1 og 100% av den samlede katalysatormengde fjernes hhv. tilføres. Den fjernede hhv. tilførte katalysatormengde begrenses fortrinnsvis til mellom 0,5 og 20% av den samlede katalysatormengde i reaktoren. Varigheten av hver fjernelsesperiode varierer fortrinnsvis fra 0,5 til 30 minutter, og antallet fjernelsesperioder pr. uke varierer fortrinnsvis fra 1 til 200.
Ved kontinuerlig tilførsel og fjernelse av katalysator, som f.eks. kan være ønsket dersom den hastighet hvormed katalysatoren deaktiveres er høy og således nødvendiggjør en tilsvarende høy hastighet for erstatning av katalysator, er det gunstig å fjerne 0,1-100% av det samlede katalysatorinnhold pr. time idet ny katalysator tilsettes med samme hastighet. Fortrinnsvis fjernes imidlertid katalysator fra og tilføres katalysator til reaktoren i en mengde av 0,5-20% av det samlede katalysatorinnhold pr. time.
De i det foreliggende apparat benyttede katalysatorpartiklers dimensjoner kan variere sterkt, og katalysatorpartiklenes diameter kan være 0,1-10 mm. For imidlertid å oppnå en god kontakt mellom •
de aktive steder på og inne i katalysatorpartiklene og væsken og/ eller gassen har katalysatorpartiklene fortrinnsvis en forholdsvis liten diameter. Det foretrekkes derfor at katalysatorpartiklene har en diameter av 0,1-5 mm.
Som nevnt ovenfor er det foreliggende apparat meget godt
egnet for katalytisk hydrogenbehandling av hydrocarbonoljer. Katalysatoren som med fordel kan anvendes for slike hydrogenbehandlinger, inneholder fortrinnsvis ett eller flere metaller fra gruppe VIB (krom, molybden og wolfram) og/eller fra jerngruppen (jern, nikkel
og kobolt) i det periodiske system og/eller et eller flere oxyder og/eller sulfider av et slikt metall eller metaller avsatt på et ild-fast, oxydisk bærermateriale. Eksempler på et slikt bærermateriale er aluminiumoxyd, siliciumdioxyd, magnesiumoxyd, titandioxyd og blandinger derav.
De anvendte reaksjonsbetingelser for hydrogenbehandlingene under anvendelse av apparatet ifølge oppfinnelsen kan variere innen vide grenser og er hovedsakelig avhengig av typen av den tilførte hydrocarbonolje. Temperaturen kan variere mellom 300 og 475°C og det samlede trykk fra 20 til 350 kg/cm 2. Den tilførte vektmengde kan variere mellom 0,1 og 10 vektdeler tilført ny olje pr. volumdel katalysator pr. time.
Katalysatoruttømningstrakten som er anordnet i bunnen, av ' reaktoren, vil lette en massestrøm av katalysator nedad i reaktoren når brukt katalysator fjernes fra bunnen av denne. Med massestrøm er ment at katalysatorpartiklene beveger seg nedad med tilnærmet de samme hastigheter i den sylindriske del av reaktoren på et hvilket som helst sted i denne del av reaktoren hvor partiklene måtte befinne seg. Dette innebærer at alle katalysatorpartikler får samme oppholdstid i reaktoren og at de fra bunnen av reaktoren fjernede brukte katalysatorpartikler vil være deaktivert i vesentlig samme grad. Uten bruk av en slik uttømningstrakt vil katalysatorpartiklene strømme traktformig nedad i reaktoren idet partiklene henimot reaktorens sentrum vil strømme hurtigere nedad énn partiklene langs reaktorens sider. En del av katalysatormengden nær reaktorveggen vil muligens til og med befinne seg i ro. Som en følge derav vil en vesentlig andel av forholdsvis aktiv katalysator fjernes i hver fjernelsesperiode, og dette vil føre til en lite effektiv drift av reaktoren.
Anvendelsen av en slik katalysatoruttømningstrakt innebærer imidlertid et problem hva gjelder innførsel eller fjernelse av gass og/eller væske fra reaktorens bunn. Tilstedeværelsen av trakten fører til at det oppstår en meget høy trykkforskjell mellom katalysatorlagets hovedsone og traktens bunn. Under disse omstendigheter vil, dersom innføring eller fjernelse av gass og/eller væske gjøres ved eller under traktens utløp, ujevne trykkforhold forekomme i innløpet eller utløpet, og dette vil på sin side føre til væske-og gassugevirkninger i disse.
For å overvinne disse uønskede virkninger benyttes ifølge oppfinnelsen en sikt i katalysatoruttømningstrakten på et sted over traktens utløp, og mellom dette sted og katalysatorhovedlaget vil det forekomme en forholdsvis lav trykkforskjell. Væske og/eller gass kan derfor innføres i eller fjernes fra reaktoren uten at de ovennevnte sugevirkninger vil oppstå.
Ifølge oppfinnelsen består katalysatoruttømningstrakten av minst to omvendt kjegleformige seksjoner idet en øvre seksjons bunn står i forbindelse med toppen av en lavere seksjon ved hjelp av en sylindrisk siktseksjon. De kjegleformige seksjoner letter massestrømmen av katalysator nedad i reaktoren, og sikten eller siktene tjener til å skille katalysatorlaget fra væske- og/eller gassinnløpet eller -utløpet. Siktveggene er parallelle i forhold til katalysatorstrømningsretningen, dvs. med en vinkel av 90° i forhold til horisontalplanet. Denne anordning er gunstig fordi motstanden mot katalysatorstrømningen derved blir så liten som mulig. Dette trekk kan være av spesiell betydning dersom en vevet sikt benyttes som ikke fremmer strømning av katalysator nedad i reaktoren på grunn av dens grove utformning.
De fysikalske egenskaper til den i forbindelse med det foreliggende apparat benyttede katalysatoruttømningstrakt bør være slike at det vil oppnås en lett uttømning av katalysator. I denne forbindelse er de benyttede katalysatorpartiklers størrelse av kritisk betydning. Det er vesentlig at traktutløpets fysikalske dimensjoner er slike at det for de benyttede katalysatorpartiklers spesielle størrelse ikke vil forekomme en blokkering av utløpet på grunn av såkalt brodannelse. Et gitt traktutløps minste karak-teriserende diameter bør derfor fortrinnsvis ikke være mindre enn 10 cm. Et sirkelformig traktuløp med en diameter av minst 10 cm anvendes fortrinnsvis ifølge oppfinnelsen.
Katalysatoruttømningstrakten i apparatet ifølge oppfinnelsen omfatter som nevnt to eller flere omvendt kjegleformige seksjoner og én eller flere sylindriske siktseksjoner, hvor de kjegleformige seksjoner danner en vinkel i forhold til reaktorens loddrette akse av mellom 5° og 45°. Et mer foretrukket område for å befordre en forbedret massestrømning av katalysator i reaktoren vil som oftest være mellom 10° og 35°. Det foretrekkes at alle kjegleformige seksjoner danner den samme vinkel med reaktorens loddrette akse.
Som ventet vil de betingelser som forekommer i en reaktor
når en katalytisk prosess utføres, gradvis kunne føre til en korrodering av sikten. Da denne korrosjon kan føre til svikt eller brudd i sikten under drift, foretrekkes det å ta den forholds-regel å anvende en sekundær sikt ved reaktorens bunn, idet den for-bindende, sylindriske siktseksjon eller -seksjoner da betraktes som den primære sikt eller de primære sikter. Denne sekundære sikt er av spesiell betydning når det i reaktoren utføres en nedstrøms-prosess da en svikt i den primære sikt under prosessen ellers ville ha medført at katalysator ville fjernes fra reaktoren sammen med produktet.
Den anvendte sikts eller de anvendte sikters maskeåpning vil variere i overensstemmelse med de anvendte katalysatorpartiklers størrelse, men den vil selvfølgelig alltid være mindre enn katalysatorpartiklenes størrelse. 18-170 mesh sikter (britiske standard-sikter) er derfor foretrukne, og helst 18-85 mesh sikter.
På grunn av at væske og/eller gass innføres i eller fjernes
fra reaktoren via en sikt anordnet på et sted over reaktorbunnen,
vil det i reaktoren under sikten forekomme en olje- og katalysatorblanding som er i det vesentlige statisk. Ved de høye reaktortemperaturer som benyttes, vil hydrocarbonoljene i denne blanding være tilbøyelige til å forkokses, og hydrocrackingreaksjoner vil fremmes på grunn av tilstedeværelsen av brukt katalysator. Disse hydrocrackingreaksjoner fører til slike uønskede virkninger som
temperatur- og trykkøkninger, og forkoksningen vil medføre at store, faste katalysatorklumper vil dannes. På denne måte kan katalysator-utløpet lett bli tilstoppet.
For å overvinne disse vanskeligheter innføres ny hydrogenholdig gass fortrinnsvis ved bunnen av reaktoren. Virkningen av dette er tosidig. For det første vil oljen ved reaktorens bunn ikke lenger være statisk, men den vil ved hjelp av gassen blåses opp inn i reaktorens hoveddel. Oljen som foreligger under sikten, vil derfor kontinuerlig tilføres og de uønskede omsetninger hemmes. For det annet vil fordi temperaturen til den hydrogenholdige gass
som innføres, fortrinnsvis er under temperaturen til blandingen av olje og katalysator som forekommer ved bunnen av reaktoren, blandingen avkjøles av gassen til slike temperaturer ved hvilke de uønskede reaksjoner ikke lenger vil underholdes. Den gassmengde som fortrinnsvis introduseres gjennom reaktorens bunn, er 10-4000 Nm 3/t samlet mengde tilført olje, og gassens temperatur er fortrinnsvis mellom omgivelsestemperatur og 350°C, men helst under 200°C.
En annen metode for å overvinne de ovennevnte vanskeligheter som et alternativ til eller i forbindelse med innføringen av ny hydrogenholdig gass, er å innføre kald olje gjennom reaktorens bunn.
I enkelte tilfeller, som f.eks. når tilførselen av hydrogenholdig gass er utilstrekkelig eller avstenges, er en innføring av kald olje sterkt'ønsket. Den mengde av kald olje som innføres gjennom reaktorens bunn, er fortrinnsvis ikke over 10 vekt% av den samlede tilførte oljemengde, og oljens temperatur er fortrinnsvis mellom omgivelsestemperatur og 350 o C, men helst under 200 oC.
En ytterligere grunn til å innføre den hydrogenholdige gass og/eller den kalde olje er for å senke temperaturen til hydrocarbonolje- og katalysatorblandingen ved reaktorens bunn til en temperatur ved hvilken fjernelse av katalysatoren lettes.
Dersom ventilene som er anordnet i katalysatorfjernelsesled-ningen utsettes for høye reaktortemperaturer, vil de være til-bøyelige til hurtig å korroderes. Hvis imidlertid temperaturen til den katalysatorblanding som fjernes via disse ventiler, er under 350°C, vil disse korrosjonsproblemer vesentlig reduseres. Innføringen av hydrogenholdig gass og/eller kald olje reguleres derfor fortrinnsvis slik at temperaturen til olje- og katalysatorblandingen som foreligger under nivået for innløpet for tilførsel av hydrogenholdig gass og/eller kalde oljer, vil være under 3 50°C.
Den brukte katalysator fjernes gjennom en ledning hvori katalysatoren først strømmer gjennom en faststoffregulerings-
ventil og derefter gjennom en væske- og gasstett høytrykksventil.
En hvilken som helst egnet faststoffreguleringsventil kan benyttes,
men det foretrekkes å benytte en roterende ventil.
Ved de trykk som katalytiske prosesser utføres ved, er det
av vesentlig betydning at den væske- og gasstette høytrykksventil er meget tett lukket når katalysator ikke fjernes fra reaktoren. Virkningen av denne ventil vil imidlertid i denne forbindelse bli sterkt nedsatt dersom katalysatorpartikler knuses mellom ventilen og ventilsetet når ventilen stenges. Det er derfor meget gunstig at denne ledning ifølge oppfinnelsen er forsynt med en anordning for spyling av den væske- og gasstette høytrykksventil for å sikre at
ingen katalysatorpartikler vil hindre stengning av ventilen. Kald spyleolje innføres derfor fortrinnsvis mellom faststoffreguleringsventilen og den væske- og gasstette høytrykksventil for dette for-
mål. Den benyttede spyleolje utgjøres fortrinnsvis av en kald av-grenet strøm av den væskeformige hydrocarbonolje som skal behandles, men den kan utgjøres av kaldt produkt. Den innførte mengde av kald olje bør fortrinnsvis ikke overskride 10 vekt% av den samlede olje-tilførsel, og i en rekke tilfeller vil mengden være betraktelig mindre enn 10%. Den kalde oljes temperatur er fortrinnsvis mellom omgivelsestemperatur og 350°C, men helst under 200°.
For å hindre at katalysatoren skal danne broer under uttøm-ningen er den korteste lengde av et gitt traktutløp fortrinnsvis ikke under 10 cm. Dersom det, som foretrukket ifølge oppfinnelsen, benyttes et sirkelformig traktutløp, bør traktutløpets diameter fortrinnsvis ikke være under 10 cm.
Den benyttede sikts eller de benyttede sikters maskeåpning er mindre enn katalysatorpartiklenes størrelse og fortrinnsvis mellom o,l og 10 mm.
Som nevnt ovenfor er innløp for innføring av ny hydrogenhol-
dig gass og/eller kald olje anordnet ved reaktorens bunn. Et innløp for kald olje forekommer også i uttømningsledningen mellom fast-stoffxeguleringsventilen og den væske- og gasstette høytrykksventil for å oppnå en spyling av denne. Ifølge en foretrukken utførelses-form utgjøres faststoffreguleringsventilen av en roterende ventil.
En utforelsesform av det foreliggende apparat vil bli
nærmere forklart under henvisning til tegningen hvor imidlertid ikke alt hjelpeutstyr, som ventiler, pumper og kontrollinstrumenter etc. er vist.
På tegningen er vist skjematisk en utforelsesform av det foreliggende apparat benyttet for avmetallisering av restoljer i et forbehandlingstrinn i en prosess for hydroavsvovling av restoljer.
En oppvarmet blanding av en metallforurenset, svovelholdig restolje og en hydrogenholdig gass innfores gjennom en ledning 1 til toppen av en sikringsreaktor 2. Blandingen strommer nedad over katalysatorlaget i sikringsreaktoren, og den avmetalliserte olje og gass skilles fra katalysatoren ved hjelp av en primær sikt 3 som utgjor en del av en uttomningstrakt , og strommer ut av reaktoren via en sekundær sikt 5 gjennom en ledning 6. Oljen fortsetter derefter via ledningen 6 til en eller flere hydroavsvovlingsreaktorer med statisk lag (ikke vist). Hoytrykkshydrogen som spylegass innfores via en ledning 7, en ventil 8 og en ledning 9 inn gjennom bunnen av reaktoren og via en ledning 10 og en ventil 11 inn i toppen av reaktoren. Hoytrykkspyleolje innfores gjennom reaktorens bunn via en ledning 12, ventiler 13 og lh og ledningen 9.
Innforingen av ny katalysator i reaktoren under drift av denne finner sted via en ledning 15 ved hjelp av en lavtrykksbeholder 16 for tilforsel av katalysator og en hoytrykksbeholder 17 for tilforsel av katalysator.
Beholderne 16 og 17 og katalysatoruttomningsbeholderne 32 og 33, som vil bli nærmere behandlet nedenfor, kan være forsynt med omvendte kjegler som uttomningstrakter.
Når prosessen oppstartes, settes beholderen 16 i forbindelse med et utvidelsessystem (ikke vist) via en ledning 18, idet trykket
i beholderen er tilnærmet atmosfærisk og temperaturen omgivelsestemperatur. Beholderen 17 er fullstendig avstengt og fylt med væske ved forhoyet temperatur og trykk.
For å innfore ny katalysator i reaktoren oppheves forst trykket i beholderen 17 ved å forbinde denne med utvideleessystemet via en ledning 19. Beholderen 16 avstenges derefter fra utvidelsessystemet ved hjelp av en ventil 23-. Ny katalysator fylles derefter i beholderen 16 via en ventil 20, hvorefter den igjen avstenges og eventuelt oxygen som kan ha kommet inn i beholderen, fjernes via en ledning 21. Vakuumet brytes ved å forbinde, beholderen 16 med utvidelsessystemet, og beholderen 16 spyles til slutt med nitrogen som tilfores gjennom en ledning 22. Beholderen 17 blir derefter avstengt fra utvidelsessystemet, en strupeventil 23 åpnes, og. katalysatoren strommer inn i beholderen 17. Lavtrykksspyleolje slippes derefter inn gjennom beholderens 17 bunn via en ledning 2h og strommer gjennom en ledning 25 inn i beholderen 17 og gjennom ventilen 23 ut gjennom en ledning 26. Derved spyles ventilen 23 fri for katalysatorpartikler slik at denne kan benyttes for tett avstengning. Ventilen 23 blir derefter lukket og tilforselen av lavtrykkss<p>yleolje stanset.
Katalysator innfores derefter i reaktoren ved forst å forbinde beholderen 17 med hoytrykksspyleoljetilforselssystemet via en ledning 27 og ledningene 25 og 28 for å oppnå tilnærmet like trykkbe-tingelser i reaktoren og beholderen 17. En strupeventil 29 blir derefter åpnet, og en roterende ventil 30 dreies et antall omdreinin-ger for at den nodvendige katalysatormengde skal tilfores til reaktoren. Ventilen 29 blir derefter avstengt efter en tilstrekkelig tid til at dens ventilsete er blitt spylt, og hoytrykksspyleolje-tilforselen stanses.
Brukt katalysator fjernes fra reaktoren gjennom en ledning 31 ved" hjelp av en hoytrykksuttomningsbeholder 32 for katalysator og en lavtrykksuttomningsbeholder 33 for katalysator.
Når prosessen settes i gang, er beholderen 32 fullstendig avstengt og fylt med væske ved forhoyet temperatur og trykk. Beholderen 33 kobles til utvidelsessystemet ved hjelp av en ledning 3<*>+, og trykket i beholderen 33 er tilnærmet atmosfærisk og temperaturen under 250°C. ;For å fjerne brukt katalysator fra reaktoren forbindes beholderen 32 med reaktorens bunn ved å åpne en strupeventil 35. Hoytrykksspyleolje ledes derefter gjennon en ledning 12, en ventil 13, en ledning 36 og en ventil 35 gjennom beholderen 32 og fjernes fra systemet gjennom en ledning 37. Den nodvendige mengde brukt katalysator fjernes fra reaktoren ved å dreie en roterende ventil 38 et antall ganger. Tilforselen av hoytrykksspyleolje blir stanset efter en tid tilstrekkelig til å spyle ventilens 35 sete, og denne ventil blir derefter stengt. ;Brukt katalysator fjernes derefter fra beholderen 32 inn i beholderen 33 ved forst å oppheve trykket i beholderen 32 ved å forbinde denne med utvidelsessystemet ved hjelp av en ledning 39. Beholderen 33 blir derefter avstengt fra utvidelsessystemet og for-bundet med beholderen 32 ved å åpne en strupeventil <>>+0. Lavtrykksspyleolje ledes derefter inn gjennon beholderens 33 bunn via en ledning ^-1 og strommer gjennom beholderen 33, ventilen ho og beholderen 32 til ekspansjonssystemet gjennom ledningen 39. Under innvirkning av tyngden strommer hele katalysatormengden inn i beholderen 33. Ventilens ho. sete spyles, og beholderen 32 er fylt med væske når prosessen er over. Ventilen ho blir derefter avstengt og tilforselen av lavtrykksspyleolje stanset. For å fortrenge væske fra beholderen 33 forbindes denne med ekspansjonssystemet ved hjelp av en ledning <>>+2, og nitrogen innfores i toppen av beholderen 33 gjennom en ledning 3^. Når væsken er blitt blåst ut, innfores lavtrykks-vanndamp i beholderen 33 gjennom en ledning h^, og en kuleventil hh åpnes. Katalysatoren blir derefter uttomt gjennom ventilen hh og inn i en med vann fylt, åpen beholder (ikke vist). Når beholderen 33 er blitt tomt, stenges ventilen hh og tilforselen av vanndamp stanses. En hoytrykkstilforselsledning h$ forbindes derefter med beholderen 32 for å oke trykket i beholderen 32 til reaktortrykket, og blir derefter stengt. ;Eksempel ;En restolje erholdt ved atmosfærisk destillasjon av en råjord-olje hadde folgende egenskaper: ;Opprinnelig kokepunkt = 27^°C ;Viskositet ved 99°C = 26,1 cS ;Egenvekt 7°A°C = 918 kg/rn<3>;Svovelinnhold = 3,91 vekt% ;Vanadiuminnhold = ^9 vektdeler pr. million Nikkelinnhold = 13,*+ vektdeler pr. million C^-asfaltener = 6,1 vekt%
Denne restolje ble benyttet som utgangsmateriale for hydro-avsvovlingsprosessen beskrevet ovenfor under henvisning til tegningen
Den til reaktoren tilforte nye katalysator inneholdt 2 vekt$ Ni og 16 vekt% Mo på et aluminiumoxydbærermateriale.
Katalysatorens egenskaper var: v Gjennomsnittlig partikkelstorrelse = 0,8 mm
Romvekt = 4-70 kg/m<3>
Vekten av katalysatoren i reaktoren var 21,2 tonn, og den
prosentuelle del av den samlede katalysatorbeholdning som ble fjernet under hver fjernelsesperiode, var 2,22% idet en tilsvarende mengde ny katalysator ble tilfort.
Antallet fjernelsesperioder pr. dag var 1, og hver periode
varte i 10 minutter.
Den brukte katalysators nikkelinnhold var 8 vekt% og vanadium-
innholdet 29 vekt%.
Katalysatoruttomningstrakten besto av to omvendt kjegleformige
seksjoner, idet den storre seksjons bunn sto i forbindelse med den mindre seksjons topp via en sylinderformig sikt med en diameter av 235 cm. Siktens maskeåpning var 15 og tråddiameteren 0,4- mm. Det sirkelformige traktutlops diameter var 18 cm, og vinkelen som de to ( kjegleformige seksjoner dannet med reaktorens loddrette akse,var
<1>+5°. Hoyden av sikten, den ovre kjegleformige seksjon og den nedre kjegleformige seksjon var hhv. 20, 50 og 110 cm. Den storre kjegles toppdiameter var den samme som reaktorens innvendige diameter som var 330 cm.
Arbeidsbetingelsene i reaktoren var:
Gjennomsnittlig temperatur = <!>+20°C
Gjennomsnittlig trykk (overtrykk) = 130 kg/m<2>
Gjennomsnittlig romhastighet = 4- m-3 olje/h/mJ katalysator
01jensgjennomsnittlige lineære
hastighet = 0,01 m/s
Den til reaktoren tilforte oljemengde pr. time var 167 t, og
500 Mm<3> hydrogenrik gass ble innfort sammen med olje pr. tonn tilfort olje.
75 Nm~:> yh hydrogenrik gass og 2 Nm-3<yh> kald olje ble tilfort
gjennom reaktorens bunn. Den hydrogenrike gass hadde en temperatur av 60°C og den tilforte kalde olje en temperatur av 150°C. Den
hydrogenrike gass inneholdt 86 vekt% hydrogen, idet resten utgjordes av lavtkokende hydrocarboner.
Metallinnholdet i oljestrommen som forlot reaktoren, var 17^6
vektdeler vanadium pr. million og 1,2 vektdeler nikkel pr. million,
og dette ga en prosentuell avmetallisering av 70%. Svovelinn-holdet i oljestrømmen som forlot reaktoren, var 3,71 vekt%, og dette ga en prosentuell avsvovling av 5%. Ved hjelp av prosessen ble det oppnådd en kontinuerlig oljestrøm med de ovennevnte prosentuelle innhold av metallforurensninger og svovel.
Claims (1)
- Apparat egnet for utførelse av en kontinuerlig prosess for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer, karakterisert ved at det omfatter (a) en høytrykkslagringsbeholder (17) for ny katalysator medett eller flere innløp for ny katalysator og/eller væske og/ gass, (b) en høytrykksreaksjonsbeholder (2) som inneholder et tilførsels-innløp (1) og et produktutløp (6) og som har en bunn som inneholder en katalysatoruttømningstrakt (4) bestående av minst to omvendt kjegleformige seksjoner, idet vinklene mellom disse kjegleformige seksjoner og reaksjonsbeholderens vertikale akse er mellom 5° og 45° og bunnen av en øvre kjegleformig seksjon via en sylindrisk siktseksjon (3) står i forbindelse med toppen av en nedre kjegleformig seksjon, (c) en høytrykksuttømningsbeholder (32) for brukt katalysator med ett eller flere utløp (37,39) for brukt katalysator og/eller væske og/eller gass, (d) en ledning som forbinder høytrykkslagringsbeholderen (17) og høytrykksreaksjonsbeholderen (2) og som i det minste er forsynt med en faststoffreguleringsventil (30) og/eller en høy-trykksventil (29), og (e) en ledning som forbinder høytrykksreaksjonsbeholderen (2) .og høytrykksuttømningsbeholderen (32) og som er forsynt med en faststoffreguleringsventil (38 ) anordnet overfor reaksjonsbeholderen (2), med en væske- og gasstett høytrykksventil (35) anordnet overfor uttømningsbeholderen (32), og med et innløp (36) for væske som står i forbindelse med ledningen mellom de to ventiler og som er forsynt med en væsketett høy-trykksventil (13) .
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB794872A GB1384762A (en) | 1972-02-21 | 1972-02-21 | Continuous process and an apparatus for the catalytic treatment of hydrocarbon oils |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO138339B true NO138339B (no) | 1978-05-08 |
NO138339C NO138339C (no) | 1978-08-16 |
Family
ID=9842851
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO663/73A NO138339C (no) | 1972-02-21 | 1973-02-19 | Apparat for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer |
Country Status (18)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3826737A (no) |
JP (1) | JPS5820994B2 (no) |
AT (1) | AT327361B (no) |
AU (1) | AU470001B2 (no) |
BE (1) | BE795447A (no) |
CA (1) | CA982510A (no) |
CH (1) | CH589136A5 (no) |
DE (1) | DE2308110C2 (no) |
DK (1) | DK142016B (no) |
ES (2) | ES411784A1 (no) |
FI (1) | FI61040C (no) |
FR (1) | FR2173040B1 (no) |
GB (1) | GB1384762A (no) |
IT (1) | IT983461B (no) |
NL (1) | NL188393C (no) |
NO (1) | NO138339C (no) |
SE (1) | SE394287B (no) |
ZA (1) | ZA731135B (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3849295A (en) * | 1972-08-23 | 1974-11-19 | Universal Oil Prod Co | Catalyst removal in moving bed processes |
US3873441A (en) * | 1973-09-06 | 1975-03-25 | Universal Oil Prod Co | Catalyst transfer method for moving-bed reactors |
US4119530A (en) * | 1975-09-04 | 1978-10-10 | Uop Inc. | Moving-bed reactor startup process |
US4188283A (en) * | 1975-09-04 | 1980-02-12 | Uop Inc. | Startup method for a moving-bed hydrogenation zone |
FR2504821B1 (fr) * | 1981-04-29 | 1986-05-02 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif pour soutirer des particules solides et introduire une charge liquide a la partie inferieure d'une zone de contact |
GB2100616B (en) * | 1981-06-30 | 1984-07-18 | Shell Int Research | Moving catalyst bed reactor |
GB2101905B (en) * | 1981-07-22 | 1984-06-27 | Shell Int Research | Apparatus for contacting fluid with particulate solid material |
FR2520634B1 (fr) * | 1982-02-02 | 1987-02-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif pour soutirer des particules solides et introduire une charge liquide a la partie inferieure d'une zone de contact |
US4591428A (en) * | 1984-03-01 | 1986-05-27 | Shell Oil Company | Continuous process for the catalytic treatment of hydrocarbon oils |
US4968409A (en) * | 1984-03-21 | 1990-11-06 | Chevron Research Company | Hydrocarbon processing of gas containing feed in a countercurrent moving catalyst bed |
US4664782A (en) * | 1986-01-09 | 1987-05-12 | Intevep, S.A. | Method for withdrawing particulate solid from a high pressure vessel |
US4750989A (en) * | 1987-01-16 | 1988-06-14 | Amoco Corporation | Catalyst inventory determination |
US4923591A (en) * | 1988-01-04 | 1990-05-08 | Mobil Oil Corporation | Continuous lubricating oil dewaxing process |
EP2234710A2 (en) * | 2007-11-28 | 2010-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils |
US8372267B2 (en) * | 2008-07-14 | 2013-02-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process for the sequential hydroconversion and hydrodesulfurization of whole crude oil |
WO2010009077A2 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Saudi Arabian Oil Company | Process for the treatment of heavy oils using light hydrocarbon components as a diluent |
WO2010009082A1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Saudi Arabian Oil Company | A prerefining process for the hydrodesulfurization of heavy sour crude oils to produce sweeter lighter crudes using moving catalyst system |
BRPI1012764A2 (pt) * | 2009-06-22 | 2019-07-09 | Aramco Services Co | processo alternativo para o tratamento de óleos brutos pesados em uma refinaria de coqueificação. |
CN105170027A (zh) * | 2015-10-30 | 2015-12-23 | 安徽神剑新材料股份有限公司 | 一种负压反应容器投料设备 |
EP3727626A1 (de) * | 2017-12-22 | 2020-10-28 | Uhde High Pressure Technologies GmbH | Vorrichtung und verfahren zum hochdruckbehandeln von schüttgut durch extrahieren und/oder imprägnieren sowie verwendung |
CN108130123A (zh) * | 2018-02-02 | 2018-06-08 | 上海英保能源化工科技有限公司 | 沸腾床加氢反应系统及沸腾床加氢方法 |
CN111068591B (zh) * | 2018-10-22 | 2021-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种液固轴向移动床反应与再生装置及其应用 |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3410791A (en) * | 1965-08-25 | 1968-11-12 | Cities Service Res & Dev Co | Method for discharging mixture of particulate solids and fluids from high pressure vessel |
GB1331935A (en) * | 1969-12-12 | 1973-09-26 | Shell Int Research | Peocess for the catalytic hydroconversion of a residual hydroca rbon oil |
-
1972
- 1972-02-21 GB GB794872A patent/GB1384762A/en not_active Expired
- 1972-12-14 CA CA158,860A patent/CA982510A/en not_active Expired
-
1973
- 1973-02-06 US US00330142A patent/US3826737A/en not_active Expired - Lifetime
- 1973-02-15 BE BE795447D patent/BE795447A/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-02-19 NL NLAANVRAGE7302262,A patent/NL188393C/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-02-19 ES ES411784A patent/ES411784A1/es not_active Expired
- 1973-02-19 DE DE2308110A patent/DE2308110C2/de not_active Expired
- 1973-02-19 ZA ZA731135A patent/ZA731135B/xx unknown
- 1973-02-19 DK DK87273AA patent/DK142016B/da not_active IP Right Cessation
- 1973-02-19 CH CH236473A patent/CH589136A5/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-02-19 FI FI484/73A patent/FI61040C/fi active
- 1973-02-19 AT AT143273A patent/AT327361B/de not_active IP Right Cessation
- 1973-02-19 SE SE7302305A patent/SE394287B/xx unknown
- 1973-02-19 IT IT20565/73A patent/IT983461B/it active
- 1973-02-19 JP JP48019356A patent/JPS5820994B2/ja not_active Expired
- 1973-02-19 NO NO663/73A patent/NO138339C/no unknown
- 1973-02-19 AU AU52324/73A patent/AU470001B2/en not_active Expired
- 1973-02-19 FR FR7305804A patent/FR2173040B1/fr not_active Expired
- 1973-10-26 ES ES419997A patent/ES419997A1/es not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
FR2173040B1 (no) | 1975-12-12 |
JPS5820994B2 (ja) | 1983-04-26 |
FR2173040A1 (no) | 1973-10-05 |
NL7302262A (no) | 1973-08-23 |
NL188393C (nl) | 1992-06-16 |
FI61040C (fi) | 1982-05-10 |
AU470001B2 (en) | 1976-02-26 |
DE2308110C2 (de) | 1987-03-26 |
ATA143273A (de) | 1975-04-15 |
AU5232473A (en) | 1974-08-22 |
CH589136A5 (no) | 1977-06-30 |
DE2308110A1 (de) | 1973-08-30 |
SE394287B (sv) | 1977-06-20 |
ZA731135B (en) | 1973-11-28 |
DK142016C (no) | 1981-02-23 |
ES419997A1 (es) | 1976-06-16 |
NO138339C (no) | 1978-08-16 |
GB1384762A (en) | 1975-02-19 |
DK142016B (da) | 1980-08-11 |
FI61040B (fi) | 1982-01-29 |
CA982510A (en) | 1976-01-27 |
IT983461B (it) | 1974-10-31 |
JPS4896603A (no) | 1973-12-10 |
AT327361B (de) | 1976-01-26 |
US3826737A (en) | 1974-07-30 |
BE795447A (nl) | 1973-08-16 |
ES411784A1 (es) | 1976-01-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO138339B (no) | Apparat for katalytisk behandling av hydrocarbonoljer | |
KR102622236B1 (ko) | 기회 공급원료와 함께 사용된 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기 | |
US3730880A (en) | Residual oil hydrodesulfurization process | |
KR20190139917A (ko) | 원유의 변환을 위한 시스템 및 공정 | |
CN107109250A (zh) | 联合加氢处理和浆料加氢裂化方法 | |
KR102623880B1 (ko) | 전환된 생성물의 생성 속도가 증가된 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기 | |
US3844936A (en) | Desulfurization process | |
JP2007246719A (ja) | 石油系重質油の水素化分解方法 | |
US4591428A (en) | Continuous process for the catalytic treatment of hydrocarbon oils | |
CA2536557C (en) | Process of hydrocracking petroleum heavy oil | |
CA1209116A (en) | Process for the complete replacement of particles in vessels | |
WO2018096063A1 (en) | Process for desulfurization of hydrocarbons | |
US5925236A (en) | Processes for visbreaking heavy hydrocarbon feedstocks | |
US4664782A (en) | Method for withdrawing particulate solid from a high pressure vessel | |
EP0026508A1 (en) | Process and apparatus for the demetallization of a hydrocarbon oil | |
CA3057131C (en) | Upgraded ebullated bed reactor with no recycle buildup of asphaltenes in vacuum bottoms | |
US4975036A (en) | Apparatus for the catalytic treatment of hydrocarbon oils | |
US4530757A (en) | Process for upgrading heavy crude oils | |
US20130118952A1 (en) | Pretreatment of fcc naphthas and selective hydrotreating | |
US4801432A (en) | Apparatus for withdrawing particulate solid from a high pressure vessel | |
TWI257423B (en) | Refining method for heavy oil | |
US11926801B2 (en) | Processes and systems for producing upgraded product from residue | |
EP3545052B1 (en) | Process for desulfurization of hydrocarbons | |
EA043687B1 (ru) | Реактор с обогащенным кипящим слоем, используемый с сырьем нестандартного качества | |
EP0102112B1 (en) | Process for the hydrotreating of a heavy oil |