NO173872B - Blanding for fjerning av urenheter i en hydrokarbonholdigmatestroem,og fremgangsmaate til hydroraffinering av en hydrokarbonholdig matestroem - Google Patents
Blanding for fjerning av urenheter i en hydrokarbonholdigmatestroem,og fremgangsmaate til hydroraffinering av en hydrokarbonholdig matestroem Download PDFInfo
- Publication number
- NO173872B NO173872B NO87873023A NO873023A NO173872B NO 173872 B NO173872 B NO 173872B NO 87873023 A NO87873023 A NO 87873023A NO 873023 A NO873023 A NO 873023A NO 173872 B NO173872 B NO 173872B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- mixture
- feed stream
- catalyst
- containing feed
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 59
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 50
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 50
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 47
- 238000007670 refining Methods 0.000 title 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 95
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 38
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 37
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 37
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 33
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 26
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 18
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000005078 molybdenum compound Substances 0.000 claims description 10
- 150000002752 molybdenum compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- HVSYRUKKSFWIKV-UHFFFAOYSA-K dioxido-sulfanylidene-sulfido-lambda5-phosphane nickel(3+) Chemical class [Ni+3].[O-]P([O-])([S-])=S HVSYRUKKSFWIKV-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 9
- XYRMLECORMNZEY-UHFFFAOYSA-B [Mo+4].[Mo+4].[Mo+4].[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S Chemical class [Mo+4].[Mo+4].[Mo+4].[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S.[O-]P([O-])([S-])=S XYRMLECORMNZEY-UHFFFAOYSA-B 0.000 claims description 8
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 8
- 150000002816 nickel compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 4
- VEQPNABPJHWNSG-UHFFFAOYSA-N Nickel(2+) Chemical compound [Ni+2] VEQPNABPJHWNSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 8
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- -1 pyrolysates Substances 0.000 description 5
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 125000005119 alkyl cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 125000004367 cycloalkylaryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000007324 demetalation reaction Methods 0.000 description 3
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241001469893 Oxyzygonectes dovii Species 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910000428 cobalt oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N cobalt(ii) oxide Chemical compound [Co]=O IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical group 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- UBCLHQOSNQCIHZ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dibenzylthiophene Chemical class C=1C=CC=CC=1CC=1C=CSC=1CC1=CC=CC=C1 UBCLHQOSNQCIHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017333 Mo(CO)6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910006404 SnO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 229940111121 antirheumatic drug quinolines Drugs 0.000 description 1
- WZJYKHNJTSNBHV-UHFFFAOYSA-N benzo[h]quinoline Chemical class C1=CN=C2C3=CC=CC=C3C=CC2=C1 WZJYKHNJTSNBHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005455 benzylthiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 1
- 125000006448 cycloalkyl cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- MMMNTDFSPSQXJP-UHFFFAOYSA-N orphenadrine citrate Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O.C=1C=CC=C(C)C=1C(OCCN(C)C)C1=CC=CC=C1 MMMNTDFSPSQXJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000002459 porosimetry Methods 0.000 description 1
- 150000004032 porphyrins Chemical class 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003248 quinolines Chemical class 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- XIUROWKZWPIAIB-UHFFFAOYSA-N sulfotep Chemical compound CCOP(=S)(OCC)OP(=S)(OCC)OCC XIUROWKZWPIAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000004846 x-ray emission 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
- C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en blanding av nedbrytbare tilsetningsstoffer i en hydroraffineringsprosess for hydrokarbonholdige matestrømmer og fremgangsmåte for hydroraffinering av samme. En annen side angår en fremgangsmåte til fjerning av metaller fra en hydrokarbonholdig matestrøm.
Det er kjent at råolje samt produkter fra ekstraksjon og/eller flytendegjøring av kull og lignitt, produkter fra tjæresand, produkter fra skiferolje og lignende produkter, kan inneholde komponenter som gjør behandling vanskelig. For eksempel når disse hydrokarbonholdige matestrømmer inneholder metaller såsom vanadium, nikkel og jern, er slike metaller tilbøyelige til å konsentrere seg i de tyngre fraksjoner, såsom den toppede råolje og residuet når disse hydrokarbonholdige matestrøm-mer fraksjoneres. Nærværet av metallene gjør videre behandling av disse tyngre fraksjoner vanskelig, da metallene generelt virker som gift for katalysatorer som anvendes i prosesser såsom katalytisk krakking, hydrogenering og hydroavsvovling.
Nærværet av andre komponenter såsom svovel og nitrogen anses også å være skadelig for bearbeidbarheten av en hydrokarbonholdig matestrøm. Videre kan hydrokarbonholdige matestrømmer inneholde komponenter (betegnet som Ramsbottom-karbonrest)
som lett omsettes til koks i prosesser såsom katalytisk krakking, hydrogenering og hydroavsvovling. Det er således ønskelig å fjerne komponenter såsom svovel og nitrogen og komponenter som er tilbøyelige til å produsere koks.
Det er også ønskelig å redusere mengden av tunge komponenter
i de tyngre fraksjoner såsom den toppede råolje og residuet. Uttrykket tunge komponenter (heavies), slik det her benyttes, betegner den fraksjon som har et kokeområde høyere enn 53 8°C. Denne reduksjon fører til produksjonen av lettere komponenter som har høyere verdi og som lettere kan behandles.
Det er således en hensikt ved oppfinnelsen å skaffe en blanding av nedbrytbare tilsetningsstoffer og en fremgangsmåte til fjerning av komponenter såsom metaller, svovel, nitrogen og Ramsbottom-karbonrest fra en hydrokarbonholdig matestrøm og redusere mengden av tunge komponenter i den hydrokarbonholdige matestrøm (en eller alle de beskrevne fjerninger og reduksjon kan oppnås i en slik prosess som generelt betegnes som en hydroraffineringsprosess (hydrofining process) avhengig av de komponenter som inneholdes i den hydrokarbonholdige matestrømX Slik fjerning eller reduksjon skaffer betydelige fordeler i den etterfølgende behandling av de hydrokarbonholdige matestrømmer.
Disse hensikter oppnås med blanding og en fremgangsmåte som er kjennetegnet ved det som fremgår av kravene.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse blir en hydrokarbonholdig matestrøm som også inneholder metaller (f.eks. vanadium, nikkel, jern), svovel, nitrogen og/eller Ramsbottom-karbonrest bragt i berøring med en fast katalysatorblanding omfattende alumina, silika eller silika/alumina. Katalysatorblandingen inneholder også minst ett metall valgt fra gruppe VIB, gruppe VIIB og gruppe VIII i det periodiske system, i oksid- eller sulfidform. Et tilsetningsstoff omfattende en blanding av minst én nedbrytbar molybdenforbindelse valgt fra gruppen bestående av molybdenditiofosfater og minst én nedbrytbar nikkelforbindelse valgt fra gruppen bestående av nikkelditiofosfater, blandes med den hydrokarbonholdige matestrøm før matestrømmen bringes i berøring med katalysatorblandingen. Den hydrokarbonholdige matestrøm som også inneholder tilsetningsstoffet, bringes i berøring med katalysatorblandingen i nærvær av hydrogen under egnede hydroraffineringsbetingelser. Etter å være blitt bragt i berøring med katalysatorblandingen vil den hydrokarbonholdige matestrøm inneholde en betydelig redusert konsentrasjon av metaller, svovel, nitrogen og Ramsbottom-karbonrest, samt en redusert mengde tunge hydrokarbon-komponenter. Fjerning av disse komponenter fra den hydrokarbonholdige matestrøm på denne måte skaffer en forbedret bearbeidbarhet av den hydrokarbonholdige matestrøm i prosesser såsom katalytisk krakking, hydrogenering og ytterligere hydroavsvovling. Bruk av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen fører til forbedret fjerning av metaller, først og fremst vanadium og nikkel.
Tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen kan tilføres når katalysatorblandingen er ny, eller på et hvilket som helst egnet tidspunkt deretter. Uttrykket "ny katalysator", slik det her benyttes, betegner en katalysator som er ny eller som er blitt reaktivert ved kjente teknikker. Aktiviteten av ny katalysator vil generelt avta som en funksjon av tiden dersom alle beting-elser opprettholdes konstant. Det antas at innføringen av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen vil redusere avtagnings-hastigheten fra tidspunktet for innføringen og i noen tilfeller dramatisk forbedre aktiviteten av en i det minste delvis brukt eller reaktivert katalysator fra det tidspunkt det inn-føres .
Av økonomiske grunner er det iblant ønskelig å utføre hydroraf f ineringsprosessen uten tilførsel av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen inntil katalysatoraktiviteten faller til under et akseptabelt nivå. I noen tilfeller blir aktiviteten av katalysatoren holdt konstant ved økning av prosesstempe-raturen. Tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen tilsettes etter at katalysatorens aktivitet har falt til et uakseptabelt nivå og temperaturen ikke kan økes ytterligere uten skadelige følger. Det antas at tilsetningen av oppfinnelsestilsetningsstoffet på dette punkt vil føre til en oppsiktsvekkende økning i katalysatoraktivitet basert på resultatene angitt i eksempel
IV.
Andre hensikter og. fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå fra den følgende korte beskrivelse av oppfinnelsen og de tilhør-ende krav såvel som den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen som følger.
Katalysatorblandingen brukt i hydroraffineringsprosessen for
å fjerne metaller, svovel, nitrogen og Ramsbottom-karbonrest, og redusere konsentrasjonen av tunge komponenter, omfatter en bærer og en promotor. Bæreren omfatter alumina, silika eller silika/alumina. Egnede bærere antas å være A120^, Si02, Al203-Si02, Al203-Ti02, A1203-BP04, Al^-AlPC^, Al203~Zr3 (P04) 4, Al203~Sn02 og Al^-ZnC^. Av disse bærere er A12<D3 særlig foretrukket.
Promotoren omfatter minst ett metall valgt fra gruppen bestående av metaller fra gruppe VIB, gruppe VIIB og gruppe VIII
i det periodiske system. Promotoren foreligger generelt i katalysatorblandingen i form av et oksid eller et sulfid. Særlig egnede promotorer er jern, kobolt, nikkel, wolfram, molybden, krom, mangan, vanadium og platina. Av disse promotorer er kobolt, nikkel, molybden og wolfram de mest foretrukne. En særlig foretrukket katalysatorblanding er Al2C>3
med en promotor av CoO og MoC>3 eller CoO, NiO og Mo03 .
Generelt er slike katalysatorer tilgjengelige i handelen. Konsentrasjonen av koboltoksid i slike katalysatorer ligger typisk i området fra 0,5 vektprosent til 10 vektprosent regnet på vekten av den samlede katalysatorblanding. Konsentrasjonen av molybdenoksid ligger generelt i området fra 2 vektprosent til 2 5 vektprosent regnet på vekten av den samlede katalysatorblanding. Konsentrasjonen av nikkeloksid i slike katalysatorer ligger typisk i området fra 0,3 vektprosent til 10 vektprosent regnet på vekten av den samlede katalysatorblanding. Relevante egenskaper for fire i handelen tilgjengelige katalysatorer som antas å være egnet er angitt i tabell I.
Katalysatorblandingen kan ha et hvilket som helst egnet overflateareal og porevolum. Generelt vil overflatearealet ligge i området fra 2 til 400 m<2>/g, fortrinnsvis 100-300 m<2>/g, mens porevolumet vil ligge i området 0,1-4 ml/g, fortrinnsvis 0,3-1,5 ml/g.
Presulfidering av katalysatoren foretrekkes før katalysatoren opprinnelig benyttes. Mange presulfideringsmetoder er kjent og en hvilken som helst vanlig presulfideringsmetode kan benyttes. En foretrukket presulfideringsmetode er den følgende totrinnsmetode.
Katalysatoren behandles først med en blanding av hydrogensulfid i hydrogen ved en temperatur i området 175-225°C, fortrinnsvis ca. 205°C. Temperaturen i katalysatorblandingen øker under dette første presulfideringstrinn, og det første presulfideringstrinn fortsettes inntil temperaturøkningen
i katalysatoren stort sett har stoppet opp eller inntil hydrogensulfid påvises i utløpsstrømmen fra reaktoren. Blandingen av hydrogensulfid og hydrogen inneholder fortrinnsvis 5-20% hydrogensulfid, fortrinnsvis ca. 10% hydrogensulfid.
Det andre trinn i den foretrukne presulfideringsprosess består av gjentagelse av det første trinn ved en temperatur i området 350-400°C, fortrinnsvis ca. 370°C i 2-3 timer. Det skal bemerkes at andre blandinger inneholdende hydrogensulfid kan benyttes til presulfidering av katalysatoren. Videre er bruken av hydrogensulfid ikke påkrevet. I en industriell operasjon er det vanlig å benytte en lett nafta inneholdende svovel til presulfidering av katalysatoren.
Slik det tidligere er angitt, kan den foreliggende oppfinnelse utføres når katalysatoren er ny eller tilsetningen av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen kan påbegynnes når katalysatoren er blitt delvis deaktivert. Tilsetningen av oppfinnelsestilsetningsstoffet kan utsettes inntil katalysatoren anses som utbrukt.
Generelt betyr en "utbrukt katalysator" en katalysator som ikke har tilstrekkelig aktivitet til å gi et produkt som møter spesifikasjonene, såsom det maksimalt tillatte metallinnhold, under tilgjengelige raffineribetingelser. For metallfjerning er en katalystor som fjerner mindre enn 50% av metallene som inneholdes i matningsmaterialet generelt ansett som utbrukt .
En utbrukt katalysator er også iblant definert ved belast-ningen av metaller (nikkel + vanadium). Metallbelastningen som kan tolereres av forskjellige katalysatorer varierer,
men en katalysator hvis vekt har øket med minst - , 15% på grunn av metaller (nikkel + vanadium) blir generelt betraktet som en utbrukt katalysator.
En hvilken som helst egnet hydrokarbonholdig matestrøm kan hydroraffineres ved bruk av den ovenfor beskrevne katalysatorblanding i henhold til oppfinnelsen. Egnede hydrokarbonholdige matestrømmer innbefatter petroleumprodukter, kull, pyroly-sater, produkter fra ekstraksjon og/eller flytendegjøring av kull og lignitt, produkter fra tjæresand, produkter fra skiferolje og lignende produkter. Egnede hydrokarbonmatestrøm-mer omfatter gassoljer med et kokeområde på 205-538°C, toppet råolje med et kokeområde som overstiger 343°C og residuum. Oppfinnelsen er imidlertid særlig rettet på tunge matestrømmer såsom tunge, toppede råoljer og residuum og andre materialer som generelt anses å være for tunge til å destilleres. Disse materialer vil generelt inneholde de høyeste konsentrasjoner av metaller, svovel, nitrogen og Ramsbottom-karbonrester.
Det antas at konsentrasjonen av et hvilket som helst metall
i den hydrokarbonholdige matestrøm kan reduseres ved anvend-else av den ovenfor beskrevne katalysatorblanding i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Oppfinnelsen er imidlertid særlig anvendelig til fjerning av vanadium, nikkel og jern.
Svovelet som kan fjernes ved bruk av den ovenfor angitte katalysatorblanding i henhold til oppfinnelsen, vil generelt inneholdes i organiske svovelforbindelser. Eksempler på slike organiske svovelforbindelser omfatter sulfider, disulfider, merkaptaner, tiofener, benzyltiofener, dibenzyltiofener og lignende.
Nitrogenet som kan fjernes ved bruk av den ovenfor beskrevne katalysatorblanding i henhold til oppfinnelsen vil også generelt inneholdes i organiske nitrogenforbindelser. Eksempler på slike organiske nitrogenforbindelser omfatter aminer, diaminer, pyridiner, kinoliner, porfyriner, benzokinoliner og lignende.
Skjønt den ovenfor beskrevne katalysatorblanding er virksom for fjerning av noen metaller, svovel, nitrogen og Ramsbottom-karbonrest, kan fjerningen av metaller forbedres betrakte-lig i henhold til oppfinnelsen ved innføring av et tilsetningsstoff som omfatter en blanding av minst én nedbrytbar molybdenforbindelse valgt fra gruppen bestående av molybdenditiofosfater og minst én nedbrytbar nikkelforbindelse valgt fra gruppen bestående av nikkelditiofosfater i den hydrokarbonholdige matestrøm før denne bringes i berøring med katalysatorblandingen . Slik det tidligere er angitt, kan innføringen av oppfinnelsestilsetningsstoffet påbegynnes når katalysatoren er ny, delvis deaktivert eller utbrukt, idet et godt resultat oppnås i hvert tilfelle.
En hvilken som helst egnet nedbrytbar molybdenditiofosfat-forbindelse kan anvendes i tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen. Generiske formler for egnede molybdenditiofosfater er:
hvor n = 3,4,5,6; og R2 er enten valgt hver for seg fra H, alkylgrupper med 1-20 karbonatomer, cykloalkyl- eller alkyl-cykloalkylgrupper med 3-22 karbonatomer og aryl-, alkylaryl-eller cykloalkylarylgrupper med 6-25 karbonatomer eller R^
og R2 er kombinert i én alkylengruppe med strukturen
idet R^ og R^ er valgt hver for seg fra H, alkyl-, cykloalkyl-, alkylcykloalkyl- og aryl-, alkylaryl- og cykloalkylarylgrupper, som angitt ovenfor, og x ligger i området 1-10;
hvor
p = 0,1,2; q = 0,1,2; (p + q) = 1,2;
r = 1,2,3,4 for (p + q) = 1 og
r = 1,2 for (p + q) = 2;
hvor
t = 0,1,2,3,4; u = 0,1,2,3,4;
(t + u) = 1,2,3,4
v = 4,6,8,10 for (t + u) = 1; v = 2,4,6,8 for (t + u) = 2;
v = 2,4,6 for (t + u) = 3, v = 2,4 for (t + u) = 4.
Svovelbehandlet oksomolybden(V)0,0<1->di(2-etylheksyl)fosfor-ditioat med formelen Mo2S202[s2P(OCgH17)2J er et særlig foretrukket molybdenditiofosfat.
En hvilken som helst nedbrytbar nikkelditiofosfatforbindelse kan anvendes i tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen. Egnede nikkelditiofosfater er de som har den generiske formel:
hvor R1 og R2 er enten valgt hver for seg fra H, alkylgrupper med 1-20 karbonatomer, cykloalkyl- eller alkylcykloalkylgrup-per med 3-22 karbonatomer og aryl-, alkylaryl- eller cyklo-
alkylarylgrupper med 6-25 karbonatomer, eller og R,, er kombinert i én alkylengruppe med strukturen
idet R^ og R^ er valgt hver for seg fra H, alkyl-, cykloalkyl-, alkylcykloalkyl- og aryl-, alkylaryl- og cykloalkylarylgrupper som angitt ovenfor og x ligger i området 1-10. Nikkel(11)0,0'-diamylfosforditioat og nikkel(II)0,0'-dioktyl-fosforditioat er særlig foretrukne nikkelditiofosfater.
De nedbrytbare molybdenforbindelser og nedbrytbare nikkelfor-bindelser kan foreligge i det blandede tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen i en hvilken som helst passende mengde. Generelt ligger atomforholdet mellom molybdenforbindelsene og nikkel-forbindelsene i området fra 1:1 til 10:1, og vil helst være 4:1.
En hvilken som helst egnet konsentrasjon av oppfinnelsestilsetningsstoffet kan settes til den hydrokarbonholdige mate-strøm. Generelt vil der bli tilsatt en tilstrekkelig mengde tilsetningsstoff til den hydrokarbonholdige matestrøm til å gi en konsentrasjon av molybdenmetall i området 1-60 ppm og fortrinnsvis i området 2-3 0 ppm.
Høyere konsentrasjoner såsom 100 ppm og høyere bør unngås
for å hindre tilstopping av reaktoren. Det skal bemerkes at en av de spesielle fordeler med den foreliggende oppfinnelse er de meget små konsentrasjoner av molybden, hvilket fører til en betydelig forbedring. Dette forbedrer i vesentlig grad prosessens økonomiske gjennomførbarhet.
Etter at oppfinnelsestilsetningsstoffet er blitt satt til
den hydrokarbonholdige matestrøm i noen tid, antas det at bare periodevis innføring av tilsetningsstoffet er nødvendig for å opprettholde virkningen av prosessen.
Tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen kan kombineres med
den hydrokarbonholdige matestrøm på en hvilken som helst passende måte. Tilsetningsstoffet kan blandes med den hydrokarbonholdige matestrøm som et faststoff eller en væske eller kan løses opp i et passende oppløsningsmiddel (fortrinnsvis en olje) før innføringen i den hydrokarbonholdige matestrøm. En hvilken som helst egnet blandetid kan anvendes. Det antas imidlertid at ganske enkelt å injisere tilsetningsstoffet inn i den hydrokarbonholdige matestrøm er tilstrekkelig. Ikke noe spesielt blandeutstyr eller blandeperiode er nødvendig.
Trykket og temperaturen ved hvilke tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen innføres i den hydrokarbonholdige matestrøm, anses ikke som kritisk. En temperatur på under 450°C er imidlertid anbefalt.
Hydroraffineringsprosessen kan utføres ved hjelp av et hvilket som helst apparat hvor der oppnås kontakt mellom katalysatorblandingen og den hydrokarbonholdige matestrøm og hydrogen under egnede hydroraffineringsbetingelser. Hydroraffineringsprosessen er på ingen måte begrenset til bruken av et spesielt apparat. Hydroraffineringsprosessen kan utføres ved bruk av et fast katalysatorskikt, fluidisert katalysatorskikt eller et bevegelig katalysatorskikt. For tiden foretrekkes et fast katalysatorskikt.
En hvilken som helst passende reaksjonstid mellom katalysatorblandingen og den hydrokarbonholdige matestrøm kan benyttes. Generelt vil reaksjonstiden ligge i området 0,1-10 timer. Fortrinnsvis ligger reaksjonstiden i området 0,3-5 timer. Strømningshastigheten av den hydrokarbonholdige matestrøm
bør således være slik at den tid som er nødvendig for passasje av blandingen gjennom reaktoren (oppholdstid) fortrinnsvis ligger i området 0,3-5 timer. Dette krever generelt en væske-hastighet i volumer/volum/time (LHSV) i området fra 0,10 til 10 ml olje pr. ml katalysator pr. time, fortrinnsvis 0,2-3,0 ml/ml/h.
Hydroraffineringsprosessen kan utføres ved en hvilken som helst passende temperatur. Temperaturen vil generelt ligge i området 150-550°C, og vil fortrinnsvis ligge i området 340-440°C. Høyere temperaturer forbedrer fjerningen av metaller, men der bør ikke anvendes temperaturer som vil ha skadelige virkninger på den hydrokarbonholdige matestrøm såsom koksdannelse, og også økonomiske hensyn må tas i betraktning. Lavere temperaturer kan generelt anvendes for lettere mat-ningsmaterialer.
Et hvilket som helst egnet hydrogentrykk kan benyttes i hydroraf f ineringsprosessen. Reaksjonstrykket vil generelt ligge i området fra atmosfæretrykk til 69 MPa. Fortrinnsvis ligger trykket i området 3,45-20,7 MPa. Høyere trykk er tilbøylige til å redusere koksdannelsen, men drift ved høyere trykk kan ha ugunstige økonomiske følger.
En hvilken som helst passende mengde hydrogen kan settes til hydroraffineringsprosessen. Mengden av hydrogen som benyttes for å kontaktere det hydrokarbonholdige matningsmateriale vil generelt ligge i området fra 17,8 til 3560 standard m<3> pr. m<3> hydrokarbonholdig matestrøm og vil fortrinnsvis ligge i området 178-1068 standard m<3> pr. m<3> hydrokarbonholdig matestrøm.
Generelt blir katalysatorblandingen benyttet inntil der ikke lenger oppnås en tilfredsstillende grad av metallfjerning, hvilket antas å være resultatet fra belegging av katalysatorblandingen med de metaller som fjernes. Det er mulig å fjerne metallene fra katalysatorblandingen ved visse utlakings-metoder, men disse metoder er kostbare og det er generelt antatt at når fjerningen av metaller faller under et ønsket nivå, vil den brukte katalysator ganske enkelt bli erstattet med ny katalysator.
Den tid hvorunder katalysatorblandingen opprettholder sin aktivitet for fjerning av metaller vil avhenge av konsentrasjonen av metaller i de hydrokarbonholdige matestrømmer som behandles. Det antas at katalysatorblandingen kan benyttes i et tidsrom som er langt nok til å akkumulere 10-200 vektprosent metaller, for det meste Ni, V og Fe, regnet på vekten av katalysatorblandingen, fra oljer.
De følgende eksempler er angitt som en illustrasjon av oppfinnelsen.
Eksempel I
I dette eksempel er fremgangsmåten og apparatet brukt for hydroraffinering av tunge oljer i henhold til oppfinnelsen beskrevet. Olje, med eller uten nedbrytbare tilsetningsstoffer, ble pumpet nedover gjennom et innføringsrør inn i en dryppskiktreaktor som var 72,4 cm lang og 1,90 cm i diameter. Oljepumpen som ble brukt var en Whitey Model LP 10 (en resi-prokerende pumpe med et diafragmaforseglet hode, markedsført av Whitey Corp., Highland Heights, Ohio). 01jeinnføringsrøret rager inn i et katalysatorskikt (anordnet ca. 8,9 cm nedenfor reaktorens topp) omfattende et topplag på ca. 40 ml av ot-alumina med lav overflate (Alundum, kornstørrelse (grit) 14; overflateareal mindre enn 1 m 2/g, markedsført av Norton Chemical Process Products, Akron, Ohio), et midtre lag på 33,3
ml av hydroraffineringskatalysator blandet med 85 ml av Alundum med kornstørrelse 36, og et bunnlag på ca. 30 ml «^-alumina.
Hydroraffineringskatalysatoren som ble anvendt var en ubrukt, industriell, promotorbehandlet avsvovlingskatalysator (betegnet som katalysator D i tabell I), markedsført av Harshaw Chemical Company, Beachwood, Ohio. Katalysatoren hadde en A^O^-bærer med et overflateareal på 178 m 2/g (bestemt ved BET-metoden ved bruk av ^-gass), en midlere porediameter på
140 Å og et samlet porevolum på 0,682 ml/g (begge bestemt ved kvikksølvporøsimetri i henhold til fremgangsmåten beskrevet av American Instrument Company, Silver Springs, Maryland, kata-lognummer 5-7125-13). Katalysatoren inneholdt 0,92 vektprosent Co (som koboltoksid), 0,53 vektprosent Ni (som nikkeloksid), 7,3 vektprosent Mo (som molybdenoksid).
Katalysatoren ble presulfidert som følger. En oppvarmet rør-reaktor ble fylt med et 20,3 cm høyt lag Alundum, et 17,8-20,3 cm høyt midtre lag av katalysator D og et 28,0 cm topplag av Alundum. Reaktoren ble spylt med nitrogen og deretter ble katalysatoren varmet opp i én time i en hydrogenstrøm til ca. 204°C. Mens reaktortemperaturen ble holdt på ca. 204°C ble katalysatoren utsatt for en blanding av hydrogen
(13,0 l/min.) og hydrogensulfid (1,39 l/min.) i ca. 2 timer. Katalysatoren ble deretter varmet opp i ca. 1 time i blandingen av hydrogen og hydrogensulfid til en temperatur på ca. 3 71°C. Reaktortemperaturen ble deretter holdt på 3 71°C i 2 timer mens katalysatoren fortsatt ble utsatt for blandingen av hydrogen og hydrogensulfid. Katalysatoren ble deretter tillatt å kjølne til omgivelsestemperaturbetingelser i blandingen av hydrogen og hydrogensulfid og ble tilslutt spylt med nitrogen.
Hydrogengass ble innført i reaktoren gjennom et rør som kon-sentrisk omgav oljeinnføringsrøret, men raget bare så langt som til reaktorens topp. Reaktoren ble varmet opp med en Thermcraft (Winston-Salem, N.C.) modell 211 3-sone ovn. Reaktortemperaturen ble målt i katalysatorskiktet på tre forskjellige steder med tre separate termoelementer innleiret i en aksial termoelementbrønn (0,63 cm utvendig diameter). Det flytende produkt olje ble generelt samlet opp hver dag for analyse. Hydrogengassen ble utluftet. Vanadium- og nikkel-innholdet ble bestemt ved plasmaemisjonsanalyse, svovelinn-holdet ble målt ved røntgenfluorescens-spektrometri, Rams-bottom-karbonrest ble bestemt i henhold til ASTM D524, uopp-løselige pentanforbindelser ble målt i henhold til ASTM D893 og nitrogeninnholdet ble målt i henhold til ASTM D3228.
De tilsetningsstoffer som ble benyttet ble blandet inn i matningsmaterialet ved tilsetning av en ønsket mengde til oljen og deretter risting og omrøring av blandingen. Den resulter-ende blanding ble ført gjennom.oljeinnføringsrøret til reaktoren etter behov.
Eksempel II
En avsaltet, toppet (204°C+) Maya tung råolje (densitet ved 15,6°C: 0,9 56 9 g/ml) ble hydrogenbehandlet i henhold til fremgangsmåten beskrevet i eksempel I. Hydrogenmatningshastigheten
3 3
var ca. 445 standard m hydrogen pr. m olje, temperaturen var ca. 3 9 9°C og trykket var ca. 15,5 MPa. Resultatene som ble oppnådd i forsøket ble korrigert for å gjenspeile en standard væskeromhastighet (LHSV) for oljen på ca. 10 ml/ml katalysator/h. Molybdenforbindelsen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 2 var Molyvan (r) L, en antioksidas j onsmiddel og antislitasjetilsetningsmiddel for smøremiddel markedsført av R.T. Vanderbilt Company, Norwalk, CT. Molyvan (R) er en blanding av ca. 80 vektprosent av et sulfurert oksymolybden(V)ditio-fosfat med formelen <Mo>2S202[PS2(OR)2J, hvor R er 2-etylheksyl-gruppen og ca. 20 vektprosent av en aromatisk petroleumolje (Flexon 340, spesifikk vekt 0,963, viskositet ved 99°C, 38,4 SUS, markedsført av Exxon Company USA, Houston, TX). Nikkel-forbindelsen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 3 var et nikkelditiofosfat (OD-843, markedsført av R.T. Vanderbilt Company, Norwalk, CT.). Blandingen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 4 var en blanding av Molyvan (§) L og OD-843 inneholdende 20,6 ppm molybden og 4,4 ppm nikkel. Resultatene av disse forsøk er angitt i tabell II.
Dataene i tabell II viser at tilsetningsstoffet inneholdende en blanding av et molybdenditiofosfat og et nikkelditiofosfat var et mer effektivt avmetalliseringsmiddel enn både molybdenditiof osf at og nikkelditiofosfat alene.
Eksempel III
Dette eksempel viser fjerningen av andre uønskede urenheter som finnes i tungolje. I dette eksempel ble en Hondo Californian tung råolje hydrogenbehandlet i henhold til fremgangsmåten beskrevet i eksempel II, bortsett fra at væskeromhastigheten (LHSV) for oljen ble opprettholdt på ca. 1,5 ml/ml katalysator/h. Molybdenforbindelsen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 2 var Molyvan (K) L. Resultatene av disse forsøk er vist i tabell III. De angitte vektprosentandeler av svovel, Ramsbottom-karbonrest, uoppløselige pentaner og nitrogen i produktet var de laveste og høyeste verdier som ble målt under hele forsøkstiden (forsøk 1: ca. 24 dager, forsøk 2: ca. 11 dager).
Dataene i tabell III viser at fjerningen av svovel, karbonrest, uoppløselige pentaner og nitrogen var konsenkvent høyere i forsøk 2 (med Molyvan ®L) enn i forsøk 1 (uten noe tilsatt Mo). På grunnlag av disse data og dataene angitt i tabell
II, antas det at tilsetningen av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen til en hydrokarbonholdig matestrøm også vil være gunstig med hensyn til å fremme fjerningen av uønskede urenheter fra slike matestrømmer.
Eksempel IV
Dette eksempel sammenligner avmetalliseringsaktiviteten av
to nedbrytbare molybdentilsetningsstoffer. I dette eksempel ble en Hondo Californian tung råolje hydrogenbehandlet i henhold til fremgangsmåten beskrevet i eksempel II, bortsett fra at væskeromhastigheten (LHSV) av oljen ble holdt på ca. 1,5 ml/ml katalysator/h. Molybdenforbindelsen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 1 var Mo(CO)g (markedsført av Aldrich Chemical Company, Milwaukee, Wisconsin). Molybdenforbindelsen som ble satt til matningsmaterialet i forsøk 2 var Molyvan @L. Resultatene av disse forsøk er vist i tabell IV.
Dataene i tabell IV, når de leses i lys av fotnote 2, viser at det oppløste molybdenditiof osf at (Molyvan (r) L) var stort sett et like effektivt avmetalliseringsmiddel som Mo(CO)g.
På grunnlag av disse resultater antas det at tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen er et minst like virkningsfullt avmetalliseringsmiddel som Mo(CO)g.
Eksempel IVA
Dette eksempel viser fornyelsen av en stort sett deaktivert, sulfidert, promotorbehandlet avsvovlingskatalysator (betegnet som katalysator D i tabell I) ved tilsetning av en nedbrytbar Mo-forbindelse til matningsmaterialet. Fremgangsmåten var stort sett i henhold til eksempel I, bortsett fra at mengden av katalysator D var 10 ml. Matningsmaterialet var et super-kritisk ekstrakt av Monagas-olje inneholdende 29-35 ppm Ni, 103-113 ppm V, 3,0-3,2 vektprosent S og ca. 5,0 vektprosent Ramsbottom-karbon. LHSV for matningsmaterialet var ca. 5,0 ml/ml katalysator/h, trykket var ca. 15,5 MPa, hydrogenmatningshastigheten var ca. 178 standard m 3 H2 pr. m 3 olje og reaktortemperaturen var ca. 413 C. Under de første 600 timers drift ble ikke noe Mo satt til matningsmaterialet. Deretter ble Mo(CO)6 tilsatt. Resultatene er angitt i tabell V.
Dataene i tabell V viser at avmetalliseringsaktiviteten av
en stort sett deaktivert katalysator (fjerning av Ni+V etter 586 timer: 21%) ble øket dramatisk (til ca. 87% fjerning av Ni+V) ved tilsetningen av Mo(C0)g i ca. 120 timer. På det tidspunkt hvor Mo-tilsetningen begynte, hadde den deaktiverte katalysator en metallbelastning (Ni+V) på ca. 34 vektprosent (dvs. vekten av ny katalysator hadde øket med 34% på grunn av oppsamling av metaller). Ved slutten av forsøket var metallbelastningen (Ni+V) ca. 44 vektprosent. Fjerningen av svovel ble ikke i vesentlig grad påvirket av tilsetningen av Mo.
På grunnlag av disse resultater antas det at tilsetningen
av oppfinnelsestilsetningsstoffet til matningsmaterialet også ville være gunstig mht. å forbedre avmetalliseringsaktiviteten for stort sett deaktiverte katalysatorer.
Claims (11)
1. Blanding, karakterisert ved at den omfatter minst én egnet nedbrytbar molybdenforbindelse valgt fra gruppen molybdenditiofosfater og minst én nedbrytbar nikkelforbindelse valgt fra gruppen nikkelditiofosfater.
2. Blanding som angitt i krav 1,
karakterisert ved at atomforholdet mellom de nedbrytbare molybdenforbindelser og nedbrytbare nikkelforbin-delser i blandingen ligger i området fra 1:1 til 10:1, særlig hvor atomforholdet er tilnærmet 4:1.
3. Blanding som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det nevnte molybdenditiofosfat er oksymolybden(V)0,0'-di(2-etylheksyl)fosforditioat.
4. Blanding som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at det nevnte nikkelditiofosfat er et nikkel(II)0,0'-diamylfosforditioat.
5. Fremgangsmåte til hydroraf f inering av en hydrokarbonholdig matestrøm, omfattende de følgende trinn: a) et nedbrytbart tilsetningstoff innføres i den nevnte hydrokarbonholdige matestrøm, b) den hydrokarbonholdige matestrøm inneholdende det nevnte nedbrytbare tilsetningsstoff bringes under egnede hydroraf f ineringsbetingelser i berøring med hydrogen og en katalysatorblanding, c) katalysatorblandingen omfatter en bærer valgt fra gruppen bestående av alumina, silika og silika/alumina og en promotor omfattende minst ett metall valgt fra gruppe VIB, gruppe VIIB og gruppe VIII i det periodiske system, d) karakterisert ved at
det nedbrytbare tilsetningsstoff ifølge trinn a) som anvendes er en blanding som angitt i et av kravene 1-4.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at tilsetningsstoffet inn-føres når katalysatorblandingen er ny eller er enten delvis deaktivert eller utbrukt pga. bruk i den nevnte hydroraffiner-ings-prosess.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 5 eller 6, karakterisert ved at der settes en tilstrekkelig mengde av det nevnte tilsetningsstoff til den nevnte hydrokarbonholdige matestrøm til å gi en konsentrasjon av molybden i den hydrokarbonholdige matestrøm som ligger i området 1-60 ppm, særlig i området 2-30 ppm.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 5-7, karakterisert ved at katalysatorblandingen som anvendes omfatter alumina, kobolt og molybden, særlig hvor katalysatorblandingen dessuten omfatter nikkel.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at de nevnte egnede hydroraf fineringsbetingelser som anvendes omfatter en reaksjonstid for reaksjonen mellom katalysatorblandingen og den hydrokarbonholdige matestrøm som ligger i området 0,1-10 timer, særlig 0,3-5 timer, en temperatur i området 150-550°C, særlig 340-440°C, et trykk i området fra atmosfærisk til ca. 69 MPa, særlig 3,45-20,7 MPa, og en hydrogenstrømningshastighet i området 17,8-3560, fortrinnsvis 178-1068 standard m<J> hydrogen pr. m<5> hydrokarbonholdige matestrøm.
10. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 5-9, karakterisert ved at tilsetningen av tilsetningsstoff til den nevnte hydrokarbonholdige matestrøm av-brytes fra tid til annen.
11. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 5-10, karakterisert ved at hydroraffineringsprosessen er en avmetalliseringsprosess og at den hydrokarbonholdige matestrøm inneholder metaller, særlig hvor de nevnte metaller er nikkel og vanadium.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/887,689 US4728417A (en) | 1986-07-21 | 1986-07-21 | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO873023D0 NO873023D0 (no) | 1987-07-20 |
NO873023L NO873023L (no) | 1988-01-22 |
NO173872B true NO173872B (no) | 1993-11-08 |
NO173872C NO173872C (no) | 1994-02-16 |
Family
ID=25391653
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO873023A NO173872C (no) | 1986-07-21 | 1987-07-20 | Blanding for fjerning av urenheter i en hydrokarbonholdig matestroem, og fremgangsmate til hydroraffinering av en hydrokarbonholdig matestroem |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4728417A (no) |
EP (1) | EP0255888B1 (no) |
JP (1) | JPS6330591A (no) |
CN (1) | CN1005267B (no) |
CA (1) | CA1279468C (no) |
DE (1) | DE3782572T2 (no) |
NO (1) | NO173872C (no) |
ZA (1) | ZA874541B (no) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5055174A (en) * | 1984-06-27 | 1991-10-08 | Phillips Petroleum Company | Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams |
US4775652A (en) * | 1986-07-21 | 1988-10-04 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining composition |
US5116484A (en) * | 1990-10-31 | 1992-05-26 | Shell Oil Company | Hydrodenitrification process |
CA2056215C (en) * | 1990-12-18 | 2001-03-27 | Gopal Hari Singhal | Noble metal supported hydrotreating catalysts and process |
US5152885A (en) * | 1990-12-18 | 1992-10-06 | Exxon Research And Engineering Company | Hydrotreating process using noble metal supported catalysts |
US5362382A (en) * | 1991-06-24 | 1994-11-08 | Mobil Oil Corporation | Resid hydrocracking using dispersed metal catalysts |
FR2773814B1 (fr) * | 1998-01-16 | 2001-04-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres en lit bouillonnant, avec ajout de catalyseur pre-conditionne |
DE202010010057U1 (de) | 2010-07-09 | 2010-10-28 | Planet Gdz Ag | Türdichtungssystem mit Befestigungselement |
JP5585379B2 (ja) | 2010-10-21 | 2014-09-10 | 富士電機株式会社 | 半導体装置の製造方法およびその製造装置 |
CN110714203A (zh) * | 2019-11-01 | 2020-01-21 | 四川文理学院 | 一种高效贱金属配合物金属酸洗缓蚀剂及其应用 |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3331769A (en) * | 1965-03-22 | 1967-07-18 | Universal Oil Prod Co | Hydrorefining petroleum crude oil |
US4066530A (en) * | 1976-07-02 | 1978-01-03 | Exxon Research & Engineering Co. | Hydroconversion of heavy hydrocarbons |
CA1077917A (en) * | 1976-07-02 | 1980-05-20 | Clyde L. Aldridge | Hydroconversion of heavy hydrocarbons |
US4085053A (en) * | 1977-05-23 | 1978-04-18 | Standard Oil Company (Indiana) | Metal dithiophosphate process and/composition |
FR2456774A1 (fr) * | 1979-05-18 | 1980-12-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement d'hydrocarbures lourds en phase liquide en presence d'un catalyseur disperse |
JPS5790093A (en) * | 1980-11-27 | 1982-06-04 | Cosmo Co Ltd | Treatment of petroleum heavy oil |
US4389301A (en) * | 1981-10-22 | 1983-06-21 | Chevron Research Company | Two-step hydroprocessing of heavy hydrocarbonaceous oils |
JPS6099194A (ja) * | 1983-08-05 | 1985-06-03 | フイリツプス ペトロリユ−ム コンパニ− | 炭化水素含有供給流のハイドロフアイニング方法 |
US4564441A (en) * | 1983-08-05 | 1986-01-14 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining process for hydrocarbon-containing feed streams |
US4457835A (en) * | 1983-09-30 | 1984-07-03 | Phillips Petroleum Company | Demetallization of hydrocarbon containing feed streams |
US4612110A (en) * | 1983-10-11 | 1986-09-16 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams |
JPS60149692A (ja) * | 1983-10-11 | 1985-08-07 | フイリツプス ペトロリユ−ム コンパニ− | 炭化水素含有供給流のハイドロフアイニング方法 |
US4560468A (en) * | 1984-04-05 | 1985-12-24 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams |
US4578180A (en) * | 1984-04-05 | 1986-03-25 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams |
US4557823A (en) * | 1984-06-22 | 1985-12-10 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams |
US4551230A (en) * | 1984-10-01 | 1985-11-05 | Phillips Petroleum Company | Demetallization of hydrocarbon feed streams with nickel arsenide |
US4608152A (en) * | 1984-11-30 | 1986-08-26 | Phillips Petroleum Company | Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams |
-
1986
- 1986-07-21 US US06/887,689 patent/US4728417A/en not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-04-06 CA CA000533950A patent/CA1279468C/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-05-14 CN CN87103490.5A patent/CN1005267B/zh not_active Expired
- 1987-06-23 ZA ZA874541A patent/ZA874541B/xx unknown
- 1987-07-16 JP JP62178158A patent/JPS6330591A/ja active Pending
- 1987-07-20 EP EP87110457A patent/EP0255888B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-07-20 NO NO873023A patent/NO173872C/no not_active IP Right Cessation
- 1987-07-20 DE DE8787110457T patent/DE3782572T2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO873023L (no) | 1988-01-22 |
DE3782572T2 (de) | 1993-04-22 |
NO873023D0 (no) | 1987-07-20 |
EP0255888A3 (en) | 1988-12-21 |
EP0255888B1 (en) | 1992-11-11 |
CN1005267B (zh) | 1989-09-27 |
ZA874541B (en) | 1987-12-28 |
JPS6330591A (ja) | 1988-02-09 |
CA1279468C (en) | 1991-01-29 |
DE3782572D1 (de) | 1992-12-17 |
NO173872C (no) | 1994-02-16 |
US4728417A (en) | 1988-03-01 |
CN87103490A (zh) | 1988-02-03 |
EP0255888A2 (en) | 1988-02-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4557823A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US4724069A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US5055174A (en) | Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams | |
US4560468A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US7709412B2 (en) | Bulk metal hydrotreating catalyst used in the production of low sulfur diesel fuels | |
EP0136469A1 (en) | Hydrofining process for hydrocarbon-containing feed streams | |
KR20010022072A (ko) | 원유의 총 산가 감소 방법 | |
US3617525A (en) | Residuum hydrodesulfurization | |
NO173872B (no) | Blanding for fjerning av urenheter i en hydrokarbonholdigmatestroem,og fremgangsmaate til hydroraffinering av en hydrokarbonholdig matestroem | |
EP0142033B1 (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
EP0143401B1 (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US4578180A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US2839450A (en) | Production of gasolines having high knock rates from nitrogenous middle oils | |
US4582594A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US4775652A (en) | Hydrofining composition | |
US4600504A (en) | Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams | |
US4715948A (en) | Improving the life of a catalyst used to process hydrocarbon containing feed streams | |
US3716476A (en) | Effluent cooling in a hydrocracking and hydrodesulfurizing process | |
US4727165A (en) | Catalytically hydrogenated decomposible molybdenum compounds as oil hydrofining agents | |
JPH0119837B2 (no) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |