NO330272B1 - Fremgangsmate for hydrogenbehandling av hydrokarbonrastoff - Google Patents
Fremgangsmate for hydrogenbehandling av hydrokarbonrastoff Download PDFInfo
- Publication number
- NO330272B1 NO330272B1 NO20021004A NO20021004A NO330272B1 NO 330272 B1 NO330272 B1 NO 330272B1 NO 20021004 A NO20021004 A NO 20021004A NO 20021004 A NO20021004 A NO 20021004A NO 330272 B1 NO330272 B1 NO 330272B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrogen
- hydrocarbon
- reactor
- gas
- zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 149
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 101
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 98
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 98
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 77
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 77
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 76
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 86
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 85
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 55
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 55
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 38
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 29
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 28
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 27
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 14
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 claims description 7
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000012467 final product Substances 0.000 claims description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 28
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- KAPUZOVRULFWAA-UHFFFAOYSA-N 1-butylphenanthrene Chemical compound C1=CC2=CC=CC=C2C2=C1C(CCCC)=CC=C2 KAPUZOVRULFWAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XOETUHBIDWDVSF-UHFFFAOYSA-N 1-heptyl-2-phenylbenzene Chemical group CCCCCCCC1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 XOETUHBIDWDVSF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCOFDOQQJQFUQF-UHFFFAOYSA-N 1-heptyldibenzothiophene Chemical group S1C2=CC=CC=C2C2=C1C=CC=C2CCCCCCC LCOFDOQQJQFUQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZARGURXLAHEGDJ-UHFFFAOYSA-N CCCC[S+](C=C1)C(C=C2)=C1C1=C2C(C=CC=C2)=C2C=C1 Chemical compound CCCC[S+](C=C1)C(C=C2)=C1C1=C2C(C=CC=C2)=C2C=C1 ZARGURXLAHEGDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- -1 diesel Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Oppfinnelsen angår en omfattende hydrogenbehandlingsprosess, og nærmere bestemt en fremgangsmåte for gunstig fjerning av vesentlige mengder forurensninger, så som svovel, fra hydrokarbonråstoffer.
Et vedvarende problem innen petroleumsraffinering er å oppnå akseptabelt lave konsentrasjoner av svovel og andre forurensninger.
En stor andel av verdens hydrokarbonreserver inneholder svovel, og fjerning av dette svovel er kritisk for å oppnå akseptable brennstoffer.
Offentlige etater kommer stadig med nye forskrifter hvor det kreves at svovelinnholdet i brennstoffer skal være vesentlig lavere enn hva som er praksis i dag. Det er forventet at slike forskrifter vil kreve et svovelinnhold på under 15 ppm (vekt).
Det har vært forsøkt å benytte flere prosesser for å fjerne svovel, hvorav én er avsvovling med hydrogen hvor en hydrogenstrøm bringes i kontakt med råstoffet i nærvær av en egnet katalysator slik at svovelforbindelsene reagerer og danner et flyktig produkt, hydrogensulfid.
Slike prosesser gir en vesentlig reduksjon i mengde svovel i råstoffet. Eksisterende anlegg vil imidlertid ikke gi en reduksjon av svovelinnholdet til ønskede nivåer. Kjente fremgangsmåter for avsvovling med hydrogen innbefatter medstrømsprosesser hvor hydrogen og hydrokarbonråstoffet føres gjennom en reaktor eller sone i samme retning, og motstrømsprosesser hvor hydrokarbon føres i én retning og gass føres i motsatt retning.
Kjente medstrømsprosesser gir ikke en akseptabel grad av svovelfjerning, og motstrømsprosesser gir typisk vanskeligheter med overfylling av reaktoren når den ønskede mengde gasstrøm gjennom reaktoren hindrer hydrokarbonstrømmen i motsatt retning. Dersom gasstrømmen reduseres for å minske overfyllingen, reduseres mot-strømsprosessens effektivitet ved avsvovlingen.
Et mulig problem med motstrømsprosesser er at adiabatiske motstrømsprosesser kan utføres ved mye høyere temperatur enn adiabatiske medstrømsprosesser, og denne temperatur er ødeleggende for avsvovlingskatalysatorer og andre katalysatorer anvendt i prosessen.
Basert på det foregående, er det klart at det fortsatt er behov for en fordelaktig fremgangsmåte for fjerning av svovel til konsentrasjoner som vil oppfylle forventede forskrifter for hydrokarboner anvendt som brennstoff.
Det er derfor et primært mål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte hvorved svovelinnholdet kan fordelaktig reduseres til 10 ppm (vekt) eller mindre.
Det er videre et mål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte som kan utføres uten noen vesentlig økning i størrelsen på utstyret og plassen som avsvovlingssystemene opptar i dag.
Andre mål og fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil fremgå nedenfor.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
I henhold til den foreliggende oppfinnelse er de forannevnte mål og fordeler blitt oppnådd.
I henhold til oppfinnelsen tilveiebringes en fremgangsmåte for hydrogenbehandling av et hydrokarbonråstoff, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å: tilveiebringe et hydrokarbonråstoff med en første egenskap som er et første svovelinnhold;
tilveiebringe en første hydrogenholdig gass;
tilføre hydrokarbonråstoffet og den første hydrogengass i medstrøm til en første hydrogenbehandlingssone hvor det tilveiebringes et første hydrokarbonprodukt;
tilveiebringe flere ytterligere hydrogenbehandlingssoner innbefattende en siste sone og en oppstrømssone;
tilføre det første hydrokarbonprodukt i medstrøm med en resirkulert gass til oppstrømssonen slik at det tilveiebringes et mellomprodukt;
tilføre mellomproduktet i medstrøm med en andre hydrogenholdig gass til den siste sone slik at det tilveiebringes et ferdig hydrokarbonprodukt og en hydrogenholdig gassfase; og
tilføre den hydrogenholdige gassfase til oppstrømssonen som den resirkulerte gass, hvor den første hydrogenbehandlingssone også tilveiebringer en gassfase inneholdende hydrogensulfid, hydrogen og flyktige hydrokarbonfraksjoner, og som videre omfatter å tilføre gassfasen til en lavtemperaturseparator for å separere en væskefase inneholdende de flyktige hydrokarbonfraksj onene fra en gassfase inneholdende hydrogensulfidet og hydrogenet, og kombinere de flyktige hydrokarbonfraksj onene med hydrokarbonråstoffet;
hvor den første hydrogenholdige gass og den andre hydrogenholdige gass er separate mengder av en ny hydrogenholdig gass.
Det er tilveiebrakt et system for å fjerne svovel fra et hydrokarbonråstoff, hvor systemet omfatter en første hydrogenbehandlingssone som inneholder en katalysator for hydrogenbehandling og som har et innløp for medstrøms tilførsel av et hydrokarbonråstoff og en første hydrogenholdig gassfase; flere ytterligere hydrogenbehandlingssoner som hver inneholder en katalysator for hydrogenbehandling og som innbefatter en siste sone og en oppstrømssone med et innløp for medstrøms tilførsel av et hydrokarbonprodukt fra den første hydrogenbehandlingssone og en resirkulert hydrogenholdig gassfase, og den siste sone har et innløp for medstrøms tilførsel av et hydrokarbonprodukt fra den foranliggende hydrogenbehandlingssone, og en andre hydrogenholdig gassfase; og en separator som får tilført produktet fra den siste hydrogenbehandlingssone, hvor produktet separeres i en hydrokarbonfase og den nevnte resirkulerte hydrogenholdige gassfase.
Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse og systemet er spesielt godt egnet for anvendelse ved behandling av diesel, gassolje og andre destillerte råstoffer for å redusere svovel, og også for anvendelse ved behandling av nafta og lignende råstoffer.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
En nærmere beskrivelse av foretrukne utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse følger, med henvisning til de vedføyede tegninger, hvor: figur 1 viser skjematisk en fremgangsmåte og et system i henhold til den foreliggende oppfinnelse,
figur 2 viser skjematisk en alternativ utførelsesform av fremgangsmåten og systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse,
figur 3 viser en prosesstemperatur som funksjon av reaktorlengde for medstrøms-og motstrømsprosesser, samt for fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse,
figur 4 viser sammenhengen mellom svovelinnhold og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og for en global motstrømsprosess,
figur 5 viser svovelinnholdet som funksjon av relativt reaktorvolum for prosesser ifølge den foreliggende oppfinnelse, med og uten resirkulering med kald separator,
figur 6 viser sammenhengen mellom svovelinnhold i avløp og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse, en ren medstrøms-prosess og en strippeprosess med to reaktorer og mellomtrinn,
figur 7 viser sammenhengen mellom svovelinnhold i avløp og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og for en prosess som er ulik i hydrogenfordelingen,
figur 8 viser sammenhengen mellom svovelinnhold i avløp og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og for en prosess med invers katalysatorfordeling mellom det første og andre trinn,
figur 9 viser sammenhengen mellom dimensjonsløs reaktorlengde og hydrogenets partialtrykk for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og for en ren medstrømsprosess,
figur 10 viser sammenhengen mellom dimensjonsløs reaktorlengde og reaktor-temperatur for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse, samt en ren medstrømsprosess og en ren motstrømsprosess, og
figur 11 viser sammenhengen mellom svovelinnhold i avløp og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse samt for en ren medstrømsprosess og en ren motstrømsprosess.
NÆRMERE BESKRIVELSE
Ifølge den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for hydrogenbehandling ved å anvende et system for å fjerne forurensninger, spesielt svovel, fra et hydrokarbonråstoff som diesel, gassolje, nafta og lignende. Et særlig fordelaktig aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er avsvovling, og den følgende nærmere beskrivelse er gitt for en avsvovlingsprosess.
Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse tillater en gunstig reduksjon av svovelinnholdet til 10 ppm (vekt) eller lavere, hvilket er forventet å tilfredsstille forskriftene som nå foreslås av forskjellige offentlige etater, uten at det kreves noen vesentlige kostnader til nytt utstyr, ytterligere reaktorer, og lignende.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte som kombinerer en enkel medstrømsdrevet avsvovlingsreaktor med et andre trinn, innbefattende flere avsvovlingsreaktorer, for å oppnå et ønsket resultat. Slik det vil bli nærmere diskutert nedenfor, så innbefatter det andre trinn flere ytterligere avsvovlingsreaktorer eller -soner og driften skjer på en måte med global motstrøm, men lokal medstrøm. Det betyr at når reaktorene betraktes under ett, vil hydrokarbonet og den hydrogenholdige gass være matet i motsatte retninger. Imidlertid er hver reaktor eller sone koblet slik at hydrokarbonet og den hydrogenholdige gass strømmer i samme retning innen den enkelte reaktor, og derved oppnås fordelene med global gjennomstrømning i motstrøm, samtidig som det unngås overfyllingsproblemene som kan oppstå med lokal motstrøm gjennom en reaktor eller sone.
Reaktorene innen det andre trinn er anordnet slik at hydrokarbonråstoffet føres frem fra en første reaktor til en siste eller endelig reaktor, og fasen med hydrogengass føres fra den siste reaktor til den første reaktor. I den følgende nærmere beskrivelse i forbindelse med hydrokarbonstrømmen er gruppen med reaktorer som benyttes i den andre sone, ment å innbefatte en endelig reaktor som det sluttbehandlede hydrokarbon føres ut fra, og oppstrømsreaktorer som er foran den endelige reaktor. På figur 1 er således reaktor 28 foran reaktor 30 sett i retningen for hydrokarbonstrømmen, og på figur 2 er reaktor 52 foran reaktor 54, og reaktor 50 er foran både reaktor 52 og 54, også sett i retningen for hydrokarbonstrømmen. Slik som anvendt her, er således en oppstrøms-reaktor en reaktor som ligger foran med hensyn til hydrokarbonstrømmen.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse utføres avsvovlingstrinnene ved at hydrokarbonråstoffet som inneholder svovel, bringes i kontakt eller blandes med en fase som inneholder hydrogengass i nærvær av en avsvovlingskatalysator og ved avsvovlingsbeting-elser. Derved vil svovelforbindelser i hydrokarbonet omdannes til gassformig hydrogen sulfid som forblir i fasen med hydrogengass ved separering av væske- og gassfasene. Egnede katalysatorer for anvendelse ved avsvovlingsprosesser er vel kjent av personer med ordinære kunnskaper på området, og valg av en bestemt katalysator utgjør ingen del av den foreliggende oppfinnelse.
Når det gjelder gassfasen, vil egnet gass inneholde hydrogen slik det er ønsket for hydrogenbehandlingsreaksjonen. Denne gass kan være hovedsakelig rent hydrogen eller den kan inneholde andre gasser, så lenge det ønskede hydrogen er til stede for den ønskede reaksjon. Slik som anvendt her innbefatter således en hydrogenholdig gass hovedsakelig ren hydrogengass og andre hydrogenholdige gasstrømmer.
Ved nå å se på figur 1, så er det der skjematisk illustrert en avsvovlingsprosess ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Som vist utføres prosessen i et første trinn 10 og et andre trinn 12, slik at det oppnås et hydrokarbonprodukt til slutt med akseptabelt lavt innhold av svovel.
Som vist utføres det første trinn 10 ved at et hydrokarbonråstoff 16, som inneholder en første mengde svovel, mates inn i en første reaktor 14. Råstoffet 16 er kombinert med en hydrogenholdig gass 18 og føres i medstrøm gjennom reaktor 14 slik at hydrokarbonråstoff 16 og gass 18 strømmer sammen, og i nærvær av avsvovlingskatalysator og -betingelser omdannes svovelforbindelser i hydrokarbonet til hydrogensulfid i produktet 20 fra reaktor 14. Produkt 20 mates til en separator 22 for væske/gass hvor en gassfase 24 som overveiende inneholder hydrogen og hydrogensulfid skilles fra et mellomprodukt 26. Mellomproduktet 26 har et redusert svovelinnhold sammenlignet med hydrokarbonråstoffet 16, og dette mates til et andre trinn 12 ifølge den foreliggende oppfinnelse for ytterligere behandling i den hensikt å redusere svovelinnholdet.
Som vist innbefatter det andre trinn 12 flere ytterligere reaktorer 28, 30, som er koblet i serie, for behandling av mellomproduktet 26, slik det vil bli nærmere diskutert nedenfor. Som vist vil reaktor 28 fortrinnsvis bli tilført hydrokarbon-mellomproduktet 26 som er blitt blandet med en resirkulert hydrogengass 31, og dette føres i medstrøm gjennom reaktor 28. Produkt 32 fra reaktor 28 føres så til en væske/gass-separator 34 for å skille fra en overveiende hydrogen- og hydrogensulfid-holdig gassfase 36 og et viderebehandlet flytende hydrokarbonprodukt 38 med ytterligere redusert svovelinnhold sammenlignet med hydrokarbon-mellomproduktet 26. Hydrokarbontilførselen 38 mates så inn i reaktor 30, kombinert med en ytterligere hydrogentilførsel 40 og føres i med-strøm med hydrogentilførselen 40 gjennom reaktor 30 for å oppnå en ytterligere avsvovling og produsere et sluttprodukt 42 som mates til en separator 44 for å skille fra en gassfase 46 som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter, og et sluttprodukt med flytende hydrokarbon 48 som har et vesentlig redusert svovelinnhold.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse resirkuleres gassfase 46 for anvendelse som resirkulert gass 31 slik at gassen som strømmer gjennom reaktorene i det andre trinn 12 er globalt i motstrøm til hydrokarbonflyten gjennom det andre reaktortrinn. Ved å betrakte hydrokarbonflyten fra reaktor 28 til reaktor 30, så er det åpenbart at reaktor 28 er en oppstrømsreaktor og at reaktor 30 er en sluttreaktor i det andre trinn 12. Det er selvsagt underforstått at ytterligere oppstrømsreaktorer kan bli innbefattet i et andre trinn 12 om ønsket, og at det andre trinn 12 fortrinnsvis innbefatter minst to reaktorer 28, 30, som vist på tegningene. Imidlertid er det en særlig fordel med den foreliggende oppfinnelse at det oppnås utmerkede resultater ved å benytte det første og det andre trinn som beskrevet over, med samme antall reaktorer som i dag anvendes i konvensjonelle prosesser. Derved unngås behovet for ytterligere utstyr og plass.
Det er også underforstått at selv om det på figur 1 vises reaktorer 14, 28 og 30 som separate og adskilte reaktorer, kan fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse likeledes utføres ved å definere forskjellige soner innen en kollektivt anordnet reaktor så lenge driften av sonene skjer med en strøm med råstoff og gass som beskrevet over for det første og det andre trinn, med lokal medstrømsflyt gjennom hver sone i begge trinn og en global motstrømsflyt gjennom minst de to soner i det andre trinn 12.
Ved nå å betrakte figur 2, så er det der illustrert en ytterligere utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse.
Som vist innbefatter det første trinn 10 en enkelt reaktor 14 på samme måte som utførelsesformen på figur 1.
Det andre trinn 12 i denne utførelsesform innbefatter reaktorer 50, 52 og 54, og driften av hver reaktor foregår på samme måte som reaktorene i det andre trinn i utførel-sesformen på figur 1, slik at det oppnås et enkelt medstrømstrinn i det første trinn 10 og en global motstrømsprosess, lokal medstrømsprosess i det andre trinn 12. Således føres et råstoff 56 og frisk hydrogenholdig gass 58 i medstrøm til reaktor 14 slik at det produseres et produkt 60 som så føres til separator 62 for å produsere et flytende hydrokarbon-mellomprodukt 64 og en gassfase 66 som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter. Hydrokarbon-mellomproduktet 64 mates så til et andre trinn 12, hvor det blandes med resirkulert gass 68 og føres i medstrøm gjennom reaktor 50 slik at det produseres produktet 70 som så føres til separator 72.1 separator 72 separeres så et neste flytende hydrokarbon-mellomprodukt 74 og en gassfase 76 som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter.
Hydrokarbon-mellomproduktet 74 kombineres så med resirkulert hydrogen 78 og mates til reaktor 52, i medstrøm, slik at det produseres et neste mellomprodukt 80 som mates til separator 82 for å separere et neste flytende hydrokarbonråstoff 84 og en gassfase 86 som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter og som fordelaktig føres til oppstrømsreaktoren 50 som resirkulert gass 68. Hydrokarbonproduktet 84 blir så fordelaktig kombinert med frisk hydrogentilførsel 88 og ført til den siste reaktor 54, i medstrøm, for ytterligere avsvovling slik at det oppnås et produkt 90 som føres til separator 92 for å separere en flytende hydrokarbonfase 94 og en gassfase 96 som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter. Med fordel mates gassfasen 96 til oppstrømsreaktoren 52 og resirkuleres som resirkulert gass 78 for anvendelse ved prosessen, mens væskefasen 94 kan behandles som et sluttprodukt, eller alternativt kan bli behandlet videre som diskutert nedenfor.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse er en avsvovlingskatalysator til stede i hver reaktor, og hvert påfølgende hydrokarbonprodukt har et svovelinnhold som er redusert sammenlignet med hydrokarbontilførselen foran. Videre har hydrokarbonproduktet til slutt et endelig svovelinnhold som er vesentlig redusert sammenlignet med det opprinne-lige råstoff, og som med fordel er lik eller mindre enn 10 ppm (vekt) slik at det er akseptabelt under nye forskrifter fra forskjellige offentlige etater.
Videre bør det være åpenbart at det andre trinn 12 i utførelsesformen på figur 2 foregår med global motstrøm, slik som for utførelsesformen på figur 1. Nærmere bestemt føres hydrokarbonet fra reaktor 50 til reaktor 52 og til slutt til den siste reaktor 54, mens gassfasen mates fra reaktor 54 til reaktor 52 og til slutt til reaktor 50. Dette gir fordelene med en global motstrømsprosess, samtidig som det unngås overfyllingsproblemene som kan forekomme med lokale medstrømsprosesser.
Fortsatt med henvisning til figur 2, så kan det være ønskelig å mate gassfaser 66 og 76 til en en lavtemperatur-separator 8 for å fjerne flyktig hydrokarbonprodukt 100 som kan bli resirkulert tilbake som et ekstraråstoff 56 for ytterligere behandling i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, med en spylestrøm 101, også som vist. I lavtemperatur-separator 98 skilles ut en gassfase 102 som med fordel kan bli blandet med sluttproduktet 94 og matet til en siste separator 104 slik at det oppnås et viderebehandlet, siste hydrokarbonprodukt 106 og en siste gassfase 108 som inneholder hydrogen og hovedmengeden av fjernet svovel. Produkt 106 kan bli ytterligere behandlet for å forbedre forskjellige ønskede kvaliteter som hydrokarbonbrennstoff, eller det kan utnyttes som hydrokarbonbrennstoff uten ytterligere behandling fordi svovelinnholdet er blitt fordelaktig redusert til akseptable nivåer.
Den siste gassfase 108 kan med fordel mates til en avdriver eller en annen egnet enhet for å fjerne hydrogensulfid og gi mer friskt hydrogen for anvendelse som hydrogenråstoff 58 eller 88 i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Det vil være åpenbart at figurer 1 og 2 også illustrerer et system for utførelse av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Typiske råstsoffer for fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter diesel, gassolje, nafta og lignende. Slike råstoffer vil ha et uakseptabelt høyt svovelinnhold, typisk lik eller større enn 10 ppm (vekt). Råstoffet og den totale mengde hydrogen tilføres til systemet fortrinnsvis med et globalt forhold mellom gass og råstoff på mellom 89 Nm<3>/m<3>og 712 Nm<3>/m<3>[mellom 500 og 4000 standard kubikkfot/fat]. Videre kan driften av hver reaktor hensiktsmessig skje ved en temperatur mellom 300 °C og 420 °C og ved et trykk mellom 2,76 MPa og 10,34 MPa.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse vil det være åpenbart at katalysatorvolumet og gasstrømmene fordeles mellom den første sone og den andre sone. Ifølge den foreliggende oppfinnelse vil den mest egnede fordeling av gass og katalysator bestemmes ved å benytte en optimaliseringsprosess. Det foretrekkes imidlertid at det totale katalysatorvolum fordeles mellom den første sone og den andre sone med mellom 20 og 80 vol% av katalysatoren i den første sone og mellom 80 og 20 vol% av katalysatoren i den andre sone. Som diskutert over, blir videre den totale mengde hydrogen matet til systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse med én del til den første sone og den andre del til den siste reaktor i den andre sone. Det foretrekkes at mellom 20 og 70 vol% av den totale mengde hydrogen for reaksjonen mates til den første sone, og at resten mates til den siste reaktor i den andre sone.
Det skal bemerkes at som for alle avsvovlingsprosesser, vil avsvovlingskatalysa-toren gradvis miste effektivitet med tiden, og dette kan med fordel motvirkes ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse ved om ønsket å øke gasstrømmen. Dette er mulig med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse fordi det lokalt benyttes medstrøm, og derved forhindres vanskelighetene i forbindelse med overfylling og lignende i lokale motstrømsprosesser.
Det vil også forstås at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse med fordel kan anvendes til å redusere svovelinnholdet i naftaråstoff. I slike prosesser vil med fordel kondensatorer anbringes etter hver reaktor, i stedet for separatorer, slik at nafta-hydrokarbonproduktet med redusert svovelinnhold kondenserer samtidig som det opp-rettholdes en gassfase som inneholder hydrogen og hydrogensulfid som hovedkomponenter. I alle andre henseender vil denne utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse virke på samme måte som utførelsesformen beskrevet i forbindelse med figurer 1 og 2.
Ved nå å betrakte figur 3, og som angitt over, vil fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gjennom å kombinere på en hybrid måte et første trinn med en ren medstrømsreaksjon og et andre trinn som er globalt motstrøms og lokalt medstrøms, medføre en fordelaktig drift av reaktorene ved reduserte temperaturer sammenlignet med motstrømsprosesser. På figur 3 er det illustrert temperatur som funksjon av dimensjonsløs reaktorlengde for en typisk medstrømsprosess, for en motstrømsprosess og for en hybrid-fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse. Slik det fremgår, vil temperaturen i motstrømsprosessen være vesentlig høyere enn i hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse, med det resultat at katalysatoren i hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse blir utsatt for mindre alvorlige og skadelige betingelser.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse oppnås forbedrede resultater ved å anvende samme mengde katalysator og hydrogen som i en konvensjonell motstrøms- eller med-strømsprosess. Ifølge den foreliggende oppfinnelse deles imidlertid hydrogentilførselen i en første del som mates til det første trinn og en andre del som mates til det andre trinn, og også katalysatorvolumet deles mellom det første trinn og det andre trinn, som styres som diskutert over, slik at det oppnås en forbedret avsvovling som ønsket.
Som angitt over er et spesielt fordelaktig hydrokarbonråstoff som kan anvendes i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, en gassolje. I en typisk utførelses-form kan det benyttes en reaktor som har en reaktordiameter på 3,8 m, en reaktorlengde på 20 m og hydrogen tilført medstrøms med gassoljen i et forhold mellom hydrogengass og gassolje på 270 Nm<3>/m<3>, en temperatur på 340 °C, et trykk på 5,17 MPa og en time-basert romhastighet for væske (LHSV) gjennom reaktoren på 0,4 h"<1>.
Gassoljen kan hensiktsmessig være en vakuumgassolje (VGO), og et eksempel på en slik er beskrevet i tabell 1 nedenfor.
For et slikt råstoff kan lettreagerende (ETR) svovelforbindelser for eksempel være 1-butylfenantrotiofen. Ved kontakt med hydrogen under egnede betingelser vil denne svovelforbindelse reagere med hydrogen og danne hydrogensulfid og butylfenan-tren. En typisk tungtreagerende (DTR) svovelforbindelse i et slikt råstoff er heptyldi-benzotiofen. Ved kontakt med hydrogengass under egnede betingelser vil dette reagere og danne hydrogensulfid og heptylbifenyl.
Det vil selvsagt forstås at selv om beskrivelsen over er presentert med hensyn til avsvovlingsprosesser, så er hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse lett anvendelig for andre hydrogenbehandlingssystemer, og den kan med fordel anvendes til å forbedre effektiviteten ved hydrogenbehandling i forskjellige ulike prosesser samtidig med at problemene som rutinemessig oppstår på området, reduseres.
Eksempel 1
Et VGO-råstoff som beskrevet i tabell 1 ble anvendt i en serie forskjellige avsvovelingsprosesser, og omdannelsen av svovelforbindelser og svovel i sluttproduktet ble utformet for hvert forsøk. Resultatene er angitt i tabell 2 nedenfor.
hvor
D - diameter;
R = reaktorlengde, og
L = totallengde.
I tabell 2 ble forsøk 5, 6 og 8 utført i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. For sammenligningens skyld ble forsøk 1 og 7 utført ved å benytte én enkelt reaktor, som VGO og hydrogen ble ført gjennom i medstrøm.
Forsøk 2 ble utført ved å benytte 20 reaktorer anordnet for global motstrømsflyt og lokal medstrømsflyt, som illustrert i delen for det andre trinn på figur 1.
Forsøk 3 og 10 ble også utført ved å benytte global motstrømsflyt og lokal med-strømsflyt, som i trinn 2 alene på figur 1.
Forsøk 4 ble utført ved å benytte to reaktorer med et mellomliggende trinn med fraseparering av hydrogensulfid, og forsøk 9 ble utført ved å benytte ren medstrømsflyt, globalt og lokalt, gjennom tre reaktorer.
Med de viste strømningshastigheter ble det oppnådd resultatene angitt i tabell 2.
Forsøk 1-5 ble alle utført ved å benytte reaktorer som hadde et volum på 322 m<3>og med samme VGO og samme gasstrømningshastigheter. Som vist ga forsøk 5, hvor det ble benyttet den totrinns hybridprosess ifølge den foreliggende oppfinnelse, de beste resultater når det gjaldt omdannelse av svovelforbindelser og mengde svovel som var tilbake i sluttproduktet. Videre ble denne vesentlige forbedring i avsvovling oppnådd ved å benytte det samme reaktorvolum, og forbedringen kan oppnås i et eksisterende anlegg med enhver utforming som i forsøk 1-4 uten noen vesentlig økning i arealet som okku-peres av reaktorene.
Forsøk 6 i tabell 2 viser at med en beskjeden økning i reaktorvolum kan det oppnås enda mer fordelaktige resultater i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, og svovelinnholdet til slutt vil tilfredsstille de forventet mest strikte forordninger i forbindelse med maksimalt svovelinnhold. Dette oppnås gjennom kun en liten økning i reaktorvolumet.
Forsøk 7 i tabell 2 viser at for å oppnå et tilsvarende svovelinnhold som i forsøk 6, må én enkelt reaktor hvor det benyttes en konvensjonell, enkel medstrømsprosess ha nesten fire ganger så stort reaktorvolum som i forsøk 6 i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Forsøk 8, 9 og 10 er utformet for en reaktor som har et volum på 962 m<3>, og hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse (forsøk 8) viser de klart beste resultater sammenlignet med forsøk 9 og 10.
I henhold til det foregående, vil det være klart at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er fordelaktig i forhold til et stort antall alternative utforminger.
Eksempel 2
I dette eksempel ble et dieselråstoff behandlet ved å benytte flere forskjellige prosesskjemaer, og omdannelse av svovelforbindelser og svovelinnhold i sluttprodukt ble beregnet. Dieselen i dette eksempel hadde følgende karakteristika:
I tabell 3 nedenfor er det angitt prosessbetingelser og resultater for hvert forsøk.
Forsøk 1 i tabell 3 ble utført ved å mate diesel og hydrogen i medstrøm gjennom én enkelt reaktor med lengde og volum som vist.
Forsøk 2 ble utført ved å mate diesel og hydrogen globalt motstrøms og lokalt medstrøms gjennom 20 reaktorer som hadde samme totallengde og volum som i forsøk 1.
Forsøk 3 ble utført i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, ved å benytte et første, enkelt reaktortrinn og et andre reaktortrinn med to ytterligere reaktorer som ble drevet globalt motstrøms og lokalt medstrøms, hvor gass-trømmen var splittet som angitt i tabell 3. Som vist vil fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse (forsøk 3) ved anvendelse av et reaktorsystem med samme volum, gi klart bedre resultater enn i forsøk 1 og 2 når det gjelder omdannelse av svovelforbindelser og svovelinnhold til slutt. Forsøk 4 er det samme som forsøk 1 og er tatt med for sammenligning med forsøk 5, som er en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og ble utført slik at det ble oppnådd samme svovelinnhold i samme reaktorvolum som i det konvensjonelle prosesskjema, for derved å illustrere mulig økning i reaktorkapasitet ved å benytte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Ved å justere prosessen for å oppnå hovedsakelig samme svovelinnhold til slutt, er det med samme reaktorvolum mulig å oppnå mer enn dobbel behandlingskapasitet av diesel sammenlignet med den konvensjonelle prosess.
Eksempel 3
I dette eksempel ble en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse sammenlignet med en global motstrømsprosess og en lokal medstrømsprosess. I hver prosess ble det benyttet fire reaktorer med samme katalysator, samme dieselråstoff og drift ved en temperatur på 320 °C, et trykk på 3,296 MPa og et forhold mellom hydrogen og råstoff på 104 Nm<3>/m<3>. På figur 4 vises resultatene når det gjelder svovelinnhold i sluttproduktet som funksjon av relativt reaktorvolum. Som vist gir hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse vesentlig forbedrede resultater.
Eksempel 4
I dette eksempel ble to prosesser evaluert. Den første var en prosess ifølge en foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, hvor kalde separatorer var anbragt etter hver reaktor for å resirkulere kondenserte damper. Med de samme reaktorer, råstoff, temperatur, trykk og hydrogen/råstoff-forhold, viser figur 5 sammenhengen mellom svovelinnhold til slutt og relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse hvor det ble anvendt kalde separatorer (kurve 1), sammenlignet med en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse uten kalde separatorer (kurve 2). Som vist vil anvendelse av kalde separatorer gi ytterligere fordeler når det gjelder å redusere svovelinnholdet til slutt ved at det oppnås tilstrekkelig avsvovling av alle svovelforbindelser, selv dem som går inn i gassfasen.
Eksempel 5
I dette eksempel vises en sammenligning mellom svovelinnhold til slutt som funksjon av relativt reaktorvolum for en konvensjonell medstrømsprosess, for en totrinnsprosess hvor det anvendes en avdriver mellom trinnene, og for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse. Råstoff, temperatur, trykk og forhold hydrogen/råstoff ble holdt likt, og resultatene er illustrert på figur 6. Som vist vil fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen gi bedre resultater enn begge de to andre prosesser når det gjelder svovelinnholdet til slutt.
Eksempel 6
I dette eksempel demonstreres viktigheten av en hensiktsmessig fordeling av tilført hydrogen til det første trinn og det andre trinn i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Det ble gjennomført et forsøk hvor hydrogenfordelingen var 50% hydrogen-tilførsel til det første trinn og 50% hydrogentilførsel til den siste reaktor i det andre trinn. Dette ble sammenlignet med et forsøk hvor det ble anvendt samme utstyr og samme totale gassvolum, med 80% tilførsel til det første trinn og 20% tilførsel til det andre trinn.
På figur 7 vises resultatene med hensyn til svovelinnhold i avløpet som funksjon av relativt reaktorvolum for fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse og med 80/20 hydrogenfordeling. Som vist vil i dette tilfelle en fordeling 50/50 gi bedre resultater.
Eksempel 7
I dette eksempel er viktigheten av fordelingen av katalysator mellom det første og det andre trinn illustrert. Det ble anvendt et fjerde reaktoroppsett ifølge den foreliggende oppfinnelse, med én reaktor i det første trinn og tre reaktorer med global motstrøm og lokal medstrøm i det andre trinn. I én evaluering ifølge den foreliggende oppfinnelse ble 30% av det totale katalysatorvolum anbragt i den første reaktor, og 70% av det totale katalysatorvolum ble delt likt på de tre reaktorer i det andre trinn.
Til sammenligning ble det samme system operert med 70% totalt katalysatorvolum i det første trinn og 30% katalysatorvolum i det andre trinn.
På figur 8 vises resultatene med hensyn til svovelinnhold som funksjon av relativt reaktorvolum for 30/70-fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse sammenlignet med 70/30-prosessen. Som vist vil fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gi signifikant bedre resultater.
Eksempel 8
I dette eksempel ble hydrogenets partialtrykk som funksjon av dimensjonsløs reaktorlengde undersøkt for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse og for en ren medstrømsprosess.
På figur 9 vises resultatene av denne undersøkelse. Undersøkelsen viser at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gir en signifikant økning i hydrogenets partialtrykk i enden av reaktoren, hvilket er ønskelig. Høyere partialtrykk av hydrogen innebærer reaksjonsbetingelser som er bedre egnet for omsetning av de mest tungtreagerende svovelforbindelser, og derved oppnås betingelser for bedret avsvovling, spesielt sammenlignet med tilfellet med ren medstrøm.
Eksempel 9
I dette eksempel er temperatur som funksjon av dimensjonsløs reaktorlengde sammenlignet for en ren medstrømsprosess, en ren motstrømsprosess og hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse.
For samme reaktorvolum, katalysatorvolum og hydrogen/råstoff-forhold, vises på figur 10 resulterende temperaturer langs den dimensjonsløse reaktorlengde. Som vist gir motstrømsprosessen de høyeste temperaturer. Videre gir hybridprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse en tilsvarende temperaturprofil som en ren medstrømsprosess, med unntak av at det er en svak senkning i temperaturen mot reaktorutløpet.
Dette er gunstig da de høyere temperaturer, spesielt de som opptrer i motstrøms-prosessen, tjener til å akselerere deaktiveringen av katalysatoren.
Eksempel 10
I dette eksempel ble det undersøkt svovelinnhold som funksjon av relativt reaktorvolum for en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse, en ren med-strømsprosess og en global motstrømsprosess, for et VGO-råstoff i en prosess hvor det ble anvendt fire reaktorer i serie, med samme råstoff og en temperatur på 340 °C, et trykk på 5,240 MPa og et hydrogen/råstoff-forhold på 273 Nm<3>/m<3>. På figur 11 vises resultatene av denne undersøkelse. Resultatene viser at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er vesentlig bedre enn den rene medstrømsprosess og den rene motstrøms-prosess, spesielt i området hvor det resulterende svovelinnhold er mindre enn 50 ppm (vekt).
I henhold til det foregående vil det være åpenbart at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse medfører en vesentlig forbedring av avsvovlingsprosesser med hydrogen som kan benyttes til å redusere svovelinnholdet i hydrokarbonråstoffer, når reaktorvolumet er hovedsakelig det samme som i konvensjonelle prosesser, og reaktor-kapasiteten med samme reaktorvolum og hovedsakelig samme svovelinnhold øker vesentlig sammenlignet med konvensjonelle prosesser.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for hydrogenbehandling av et hydrokarbonråstoff,karakterisert vedat den omfatter trinnene å: tilveiebringe et hydrokarbonråstoff med en første egenskap som er et første svovelinnhold; tilveiebringe en første hydrogenholdig gass; tilføre hydrokarbonråstoffet og den første hydrogengass i medstrøm til en første hydrogenbehandlingssone hvor det tilveiebringes et første hydrokarbonprodukt; tilveiebringe flere ytterligere hydrogenbehandlingssoner innbefattende en siste sone og en oppstrømssone; tilføre det første hydrokarbonprodukt i medstrøm med en resirkulert gass til oppstrømssonen slik at det tilveiebringes et mellomprodukt; tilføre mellomproduktet i medstrøm med en andre hydrogenholdig gass til den siste sone slik at det tilveiebringes et ferdig hydrokarbonprodukt og en hydrogenholdig gassfase; og tilføre den hydrogenholdige gassfase til oppstrømssonen som den resirkulerte gass, hvor den første hydrogenbehandlingssone også tilveiebringer en gassfase inneholdende hydrogensulfid, hydrogen og flyktige hydrokarbonfraksj oner, og som videre omfatter å tilføre gassfasen til en lavtemperaturseparator for å separere en væskefase inneholdende de flyktige hydrokarbonfraksj onene fra en gassfase inneholdende hydrogensulfidet og hydrogenet, og kombinere de flyktige hydrokarbonfraksj onene med hydrokarbonråstoffet; hvor den første hydrogenholdige gass og den andre hydrogenholdige gass er separate mengder av en ny hydrogenholdig gass.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor en siste egenskap er forbedret sammenlignet med den første egenskap og er et siste svovelinnhold som er mindre enn det første svovelinnhold.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor det siste svovelinnhold er lik eller mindre enn 10 ppm (vekt) basert på vekten av sluttproduktet.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første hydrogenbehandlingssone er en første sone for avsvovling med hydrogen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 4, hvor de ytterligere hydrogenbehandlingssoner omfatter ytterligere soner for avsvovling med hydrogen.
6. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-5, hvor den resirkulerte gass inneholder forurensninger fjernet fra hydrokarbon-mellomproduktet.
7. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-6, hvor både den første hydrogenbehandlingssone og de flere ytterligere soner inneholder en katalysator for hydrogenbehandling.
8. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-7, hvor hydrokarbonråstoffet er et dieselråstoff.
9. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, hvor hydrokarbonråstoffet er et gassoljeråstoff.
10. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-9, hvor hydrokarbonråstoffet er et naftaråstoff, og som videre omfatter å tilføre et produkt fra den første hydrogenbehandlingssone og de flere ytterligere hydrogenbehandlingssoner til en kondensator for å tilveiebringe en væskefase med nafta og en gassfase med hydrogen og hydrogensulfid.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/797,448 US6649042B2 (en) | 2001-03-01 | 2001-03-01 | Hydroprocessing process |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20021004D0 NO20021004D0 (no) | 2002-02-28 |
| NO20021004L NO20021004L (no) | 2002-09-02 |
| NO330272B1 true NO330272B1 (no) | 2011-03-14 |
Family
ID=25170860
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20021004A NO330272B1 (no) | 2001-03-01 | 2002-02-28 | Fremgangsmate for hydrogenbehandling av hydrokarbonrastoff |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6649042B2 (no) |
| EP (1) | EP1236788B1 (no) |
| AR (1) | AR032934A1 (no) |
| AT (1) | ATE362969T1 (no) |
| BR (1) | BR0200574B8 (no) |
| DE (1) | DE60220201T2 (no) |
| ES (1) | ES2287197T3 (no) |
| MX (1) | MX227439B (no) |
| NO (1) | NO330272B1 (no) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7166209B2 (en) | 2001-03-01 | 2007-01-23 | Intevep, S.A. | Hydroprocessing process |
| US6656348B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-12-02 | Intevep, S.A. | Hydroprocessing process |
| TWI296651B (en) * | 2003-06-10 | 2008-05-11 | Hydrotreating process | |
| US7906013B2 (en) | 2006-12-29 | 2011-03-15 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
| US7794585B2 (en) * | 2007-10-15 | 2010-09-14 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
| US9279087B2 (en) * | 2008-06-30 | 2016-03-08 | Uop Llc | Multi-staged hydroprocessing process and system |
| US8999141B2 (en) * | 2008-06-30 | 2015-04-07 | Uop Llc | Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor |
| US8008534B2 (en) * | 2008-06-30 | 2011-08-30 | Uop Llc | Liquid phase hydroprocessing with temperature management |
| US8221706B2 (en) * | 2009-06-30 | 2012-07-17 | Uop Llc | Apparatus for multi-staged hydroprocessing |
| US8518241B2 (en) * | 2009-06-30 | 2013-08-27 | Uop Llc | Method for multi-staged hydroprocessing |
| CA2937478C (en) * | 2014-02-10 | 2021-03-09 | Archer Daniels Midland Company | Improved multiphase low mixing processes |
| US11788017B2 (en) | 2017-02-12 | 2023-10-17 | Magëmã Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil |
| US12025435B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-07-02 | Magēmã Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
| US10604709B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-03-31 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials |
| US12071592B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-08-27 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
| US10655074B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-05-19 | Mag{hacek over (e)}m{hacek over (a)} Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminates in heavy marine fuel oil |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691152A (en) * | 1971-03-10 | 1972-09-12 | Texaco Inc | Hydrodesulfurization and blending of residue-containing petroleum oil |
| US3809664A (en) | 1973-08-16 | 1974-05-07 | Us Agriculture | Method of preparing starch graft polymers |
| US4431525A (en) | 1982-04-26 | 1984-02-14 | Standard Oil Company (Indiana) | Three-catalyst process for the hydrotreating of heavy hydrocarbon streams |
| US4877647A (en) | 1986-04-17 | 1989-10-31 | Kansas State University Research Foundation | Method of coating substrates with solvated clusters of metal particles |
| GB8910711D0 (en) | 1989-05-10 | 1989-06-28 | Davy Mckee London | Process |
| US5110444A (en) | 1990-08-03 | 1992-05-05 | Uop | Multi-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons |
| US5183556A (en) | 1991-03-13 | 1993-02-02 | Abb Lummus Crest Inc. | Production of diesel fuel by hydrogenation of a diesel feed |
| US5779992A (en) | 1993-08-18 | 1998-07-14 | Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd. | Process for hydrotreating heavy oil and hydrotreating apparatus |
| US5759939A (en) | 1994-04-08 | 1998-06-02 | Kansas State University Research Foundation | Composite metal oxide adsorbents |
| EP0793701B1 (en) | 1994-11-25 | 1999-01-27 | Kvaerner Process Technology Limited | Multi-step hydrodesulfurization process |
| US5935420A (en) | 1996-08-23 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Desulfurization process for refractory organosulfur heterocycles |
| US5985131A (en) | 1996-08-23 | 1999-11-16 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroprocessing in a countercurrent reaction vessel |
| US5939031A (en) | 1996-08-23 | 1999-08-17 | Exxon Research And Engineering Co. | Countercurrent reactor |
| US5928498A (en) | 1996-08-23 | 1999-07-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Desulfurization and ring opening of petroleum streams |
| US6007787A (en) | 1996-08-23 | 1999-12-28 | Exxon Research And Engineering Co. | Countercurrent reaction vessel |
| US5925239A (en) | 1996-08-23 | 1999-07-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Desulfurization and aromatic saturation of feedstreams containing refractory organosulfur heterocycles and aromatics |
| US5705052A (en) | 1996-12-31 | 1998-01-06 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing in a single reaction vessel |
| US5720872A (en) | 1996-12-31 | 1998-02-24 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing with multi-stage stripping in a single stripper vessel |
| US6017442A (en) | 1997-09-18 | 2000-01-25 | Phillips Petroleum Company | Hydrocarbon conversion with dual metal promoted zeolite |
| US6017443A (en) * | 1998-02-05 | 2000-01-25 | Mobil Oil Corporation | Hydroprocessing process having staged reaction zones |
| US6054041A (en) | 1998-05-06 | 2000-04-25 | Exxon Research And Engineering Co. | Three stage cocurrent liquid and vapor hydroprocessing |
| US6036844A (en) * | 1998-05-06 | 2000-03-14 | Exxon Research And Engineering Co. | Three stage hydroprocessing including a vapor stage |
| US5985136A (en) | 1998-06-18 | 1999-11-16 | Exxon Research And Engineering Co. | Two stage hydrodesulfurization process |
| US6087294A (en) | 1998-08-12 | 2000-07-11 | Kansas State University Research Foundation | Dispersion and stabilization of reactive atoms on the surface of metal oxides |
| US5968346A (en) | 1998-09-16 | 1999-10-19 | Exxon Research And Engineering Co. | Two stage hydroprocessing with vapor-liquid interstage contacting for vapor heteroatom removal |
| US5985135A (en) * | 1998-10-23 | 1999-11-16 | Exxon Research And Engineering Co. | Staged upflow and downflow hydroprocessing with noncatalytic removal of upflow stage vapor impurities |
| US6632350B2 (en) * | 2000-10-10 | 2003-10-14 | Exxonmobile Research And Engineering Company | Two stage hydroprocessing and stripping in a single reaction vessel |
-
2001
- 2001-03-01 US US09/797,448 patent/US6649042B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-02-27 ES ES02004489T patent/ES2287197T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-27 EP EP02004489A patent/EP1236788B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-27 AT AT02004489T patent/ATE362969T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-02-27 DE DE60220201T patent/DE60220201T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-28 MX MXPA02002187 patent/MX227439B/es active IP Right Grant
- 2002-02-28 NO NO20021004A patent/NO330272B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-03-01 AR ARP020100759A patent/AR032934A1/es active IP Right Grant
- 2002-03-01 BR BRPI0200574-3B8A patent/BR0200574B8/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-05-23 US US10/155,589 patent/US7097815B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20021004L (no) | 2002-09-02 |
| ES2287197T3 (es) | 2007-12-16 |
| ATE362969T1 (de) | 2007-06-15 |
| AR032934A1 (es) | 2003-12-03 |
| EP1236788A2 (en) | 2002-09-04 |
| DE60220201T2 (de) | 2008-01-17 |
| DE60220201D1 (de) | 2007-07-05 |
| US7097815B2 (en) | 2006-08-29 |
| BR0200574A (pt) | 2002-12-10 |
| BR0200574B1 (pt) | 2014-04-01 |
| US6649042B2 (en) | 2003-11-18 |
| EP1236788A3 (en) | 2003-01-15 |
| NO20021004D0 (no) | 2002-02-28 |
| BR0200574B8 (pt) | 2014-06-03 |
| MXPA02002187A (es) | 2002-09-30 |
| EP1236788B1 (en) | 2007-05-23 |
| US20030047491A1 (en) | 2003-03-13 |
| MX227439B (es) | 2005-04-25 |
| US20020162772A1 (en) | 2002-11-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO330272B1 (no) | Fremgangsmate for hydrogenbehandling av hydrokarbonrastoff | |
| NL1020089C2 (nl) | Hydroprocessing process. | |
| KR100311429B1 (ko) | 수소화 변환 반응기 유츌물 스트림으로부터 생성물을 회수하는 방법 및 장치 | |
| US7166209B2 (en) | Hydroprocessing process | |
| US7452458B2 (en) | Process for the treatment of a hydrocarbon feedstock | |
| NO332135B1 (no) | Fremgangsmate for hydrobehandling av en hydrokarbontilforsel | |
| JPS6118957B2 (no) | ||
| US7648685B2 (en) | Hydroprocessing process | |
| CN114096338B (zh) | 作为使用分隔壁塔的异构化单元的副产物的己烷的纯化 | |
| CN106661460A (zh) | 包括异构化步骤然后是至少两个分离步骤的汽油生产方法 | |
| WO2008002359A1 (en) | Integrated process for removing benzene from gasoline and producing cyclohexane | |
| JPS5922756B2 (ja) | 窒素化合物によつて汚染された石油炭化水素の水素化クラツキング方法 | |
| SU432726A3 (ru) | Способ переработки углеводородного сырья | |
| CN101311246A (zh) | 一种煤直接液化油的缓和加氢提质方法 | |
| US3050458A (en) | Petroleum refining process | |
| CN106957680A (zh) | 共同压缩加氢转化或加氢处理单元的酸性气体和催化裂化单元的气体流出物的装置和方法 | |
| US10570338B2 (en) | Method and system for processing a mixture of substances containing hydrocarbons and sulfur compounds by separation technology | |
| US7132044B2 (en) | Device that comprises recycling to a separator a liquid effluent that is obtained from an absorber and is mixed with a feedstock | |
| CN106281426A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106190258A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106221782A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106221766A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 | |
| CN106244216A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 | |
| CN106085494A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106244218A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |