RU2426589C2 - Способы и системы смешивания для введения предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть - Google Patents

Способы и системы смешивания для введения предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть Download PDF

Info

Publication number
RU2426589C2
RU2426589C2 RU2008140315/05A RU2008140315A RU2426589C2 RU 2426589 C2 RU2426589 C2 RU 2426589C2 RU 2008140315/05 A RU2008140315/05 A RU 2008140315/05A RU 2008140315 A RU2008140315 A RU 2008140315A RU 2426589 C2 RU2426589 C2 RU 2426589C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
heavy oil
catalyst precursor
containing heavy
feed
mixing
Prior art date
Application number
RU2008140315/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008140315A (ru
Inventor
Роджер К. ЛОТТ (CA)
Роджер К. ЛОТТ
Original Assignee
ХЭДУОТЕРС ХЭВИ ОЙЛ, ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ХЭДУОТЕРС ХЭВИ ОЙЛ, ЭлЭлСи filed Critical ХЭДУОТЕРС ХЭВИ ОЙЛ, ЭлЭлСи
Publication of RU2008140315A publication Critical patent/RU2008140315A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2426589C2 publication Critical patent/RU2426589C2/ru

Links

Images

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
    • C10G45/04—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 characterised by the catalyst used
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/40—Mixing liquids with liquids; Emulsifying
    • B01F23/47—Mixing liquids with liquids; Emulsifying involving high-viscosity liquids, e.g. asphalt
    • B01F23/471—Mixing liquids with liquids; Emulsifying involving high-viscosity liquids, e.g. asphalt using a very viscous liquid and a liquid of low viscosity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/40—Mixing liquids with liquids; Emulsifying
    • B01F23/49—Mixing systems, i.e. flow charts or diagrams
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/50—Mixing liquids with solids
    • B01F23/57—Mixing high-viscosity liquids with solids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04—Sulfides
    • B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04—Sulfides
    • B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B01J27/051—Molybdenum
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/20—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state
    • B01J35/23—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their non-solid state in a colloidal state
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/02—Impregnation, coating or precipitation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/08—Heat treatment
    • B01J37/082—Decomposition and pyrolysis
    • B01J37/086—Decomposition of an organometallic compound, a metal complex or a metal salt of a carboxylic acid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/0015—Feeding of the particles in the reactor; Evacuation of the particles out of the reactor
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • C10G49/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing nickel, cobalt, chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • 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
    • 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
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00743—Feeding or discharging of solids
    • B01J2208/00752—Feeding
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
    • B01J38/68—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended including substantial dissolution or chemical precipitation of a catalyst component in the ultimate reconstitution of the catalyst
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1033—Oil well production fluids
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/802—Diluents

Landscapes

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

Abstract

Изобретение может быть использовано в нефтехимической промышленности. Предшественник катализатора 202 предварительно смешивают с разбавителем 204, в результате чего образуется разбавленный предшественник катализатора 207. Сырье 208, содержащее тяжелую нефть и имеющее вязкость большую, чем вязкость предшественника катализатора 202, разделяют на два потока 208а и 208b. Первый поток 208а содержит от 30% до 90% сырья 208, содержащего тяжелую нефть. Разбавленный предшественник катализатора 207 смешивают с первым потоком сырья 208а таким образом, чтобы образовать смешанную композицию нефтяного сырья, которую затем смешивают с оставшейся частью сырья 208b, содержащего тяжелую нефть. Изобретение позволяет эффективно диспергировать предшественник катализатора. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области превращения сырья, содержащего тяжелую нефть, в более низкокипящие материалы с более высоким качеством, более конкретно к системам и способам смешивания предшественника катализатора, содержащего соль молибдена или его комплекс с сырьем, содержащим тяжелую нефть, для образования в сырье катализатора гидрообработки.
Родственная область техники
Мировая потребность в очищенных видах ископаемого топлива постоянно возрастает и будет в конце концов опережать поставки сырой нефти высокого качества. Существует возрастающая потребность установить способы более полного использования сырья низкого качества и извлечь из них ценные топливные элементы. Сырье низкого качества характеризуется относительно высокими количествами углеводородов, которые имеют температуру кипения, равную 524°С (975°F), или более высокими концентрациями серы, азота и/или металлов. Высококипящие фракции обычно имеют высокую молекулярную массу и/или низкое отношение водород/углерод, примером которых является класс комплексных соединений, в обобщенном виде называемых "асфальтенами". Асфальтены трудно переработать и они обычно вызывают загрязнение традиционных катализаторов и оборудования гидрообработки.
Примеры видов сырья невысокого качества, которые содержат относительно высокие концентрации асфальтенов, серы, азота и металлов, включают тяжелую неочищенную нефть, битум нефтеносного песка, отстой и остаток (мазут), оставшийся после общепринятого процесса переработки (обобщенно "тяжелая нефть"). Термины "отстой" и "мазут" (или "остаток") обычно относятся к кубовым остаткам атмосферных ректификационных колонн, которые имеют температуру кипения, равную, по меньшей мере, 343°С (650°F), и кубовым остаткам вакуумных колонн, которые имеют температуру кипения, равную, по меньшей мере, 524°С (975°F) или выше.
Превращение тяжелой нефти в полезные конечные продукты требует глубокой переработки, включающей снижение температуры кипения тяжелой нефти, увеличение отношения водорода к углероду и удаление таких примесей, как металлы, сера, азот и соединения, образующие высокое содержание углерода. При использовании сырья, содержащего тяжелую нефть, существующие промышленные процессы каталитического гидрокрекинга становятся загрязненными или быстро претерпевают дезактивацию катализатора. Данное обстоятельство значительно увеличивает затраты на катализатор и техническое обслуживание, делая применяемые в настоящее время катализаторы неприменимыми для гидрообработки тяжелой нефти.
В одной перспективной технологии для гидрообработки тяжелых нефтей применяют растворимую в углеводородах соль молибдена, которая разлагается в тяжелой нефти во время гидрообработки с образованием in situ катализатора гидрообработки на основе сульфида молибдена. Один такой способ раскрыт в патенте США №5578197, выданный на имя Cyr et al. При образовании in situ катализатор на основе сульфида молибдена является высокоэффективным при гидрокрекинге асфальтенов и других углеводородов усложненной структуры для предотвращения загрязнения и закоксовывания.
Значительной проблемой при промышленном применении растворимых в нефти молибденовых катализаторов является их стоимость. Даже небольшие улучшения эффективности работы катализатора могут оказывать значительное благоприятное воздействие на стоимость процесса гидрокрекинга вследствие увеличения производительности катализатора и/или снижения используемого количества катализатора. Эффективность работы растворимых в нефти молибденовых катализаторов зависит значительно от концентрации металлического катализатора в тяжелой нефти и от того, как хорошо предшественник катализатора диспергирован в тяжелой нефти. Усовершенствования, которые могут более эффективно диспергировать предшественник катализатора, могут улучшить эффективность гидрокрекинга тяжелых нефтей с использованием растворимых в нефти соединений молибдена.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам и системам для смешивания предшественника катализатора с сырьем, содержащим тяжелую нефть, в качестве подготовительной стадии перед гидрообработкой сырья, содержащего тяжелую нефть, в реакторе с образованием обновленного сырья. Способы и системы изобретения преимущественно предоставляют образование коллоидного или молекулярного катализатора гидрообработки. Достижение хорошей дисперсии предшественника катализатора (т.е. достижение дисперсии ниже молекулярного уровня) является преимущественным, поскольку оно облегчает образование коллоидного или молекулярного катализатора гидрообработки. Применение хорошо диспергированного коллоидного или молекулярного катализатора гидрообработки преимущественно преодолевает проблемы, связанные с применением пористых катализаторов на носителе при обновлении сырья, содержащего тяжелую нефть, особенно, неспособность пористых катализаторов на носителе эффективно преобразовывать молекулы асфальтена. Результатом является однократное или многократное снижение загрязнения оборудования, увеличенная степень превращения, обеспечение возможности перерабатывать в реакторе более широкий ряд сырья более низкого качества, и более эффективное применение катализатора на носителе в сочетании с коллоидным или молекулярным катализатором.
В соответствии со способом изобретения предоставлены предшественник катализатора, имеющий относительно низкую вязкость, и сырье, содержащее тяжелую нефть, имеющее более высокую вязкость. Предшественник катализатора первоначально смешивают с углеводородным разбавителем (например, вакуумным газойлем, нефтяной эмульсией, рецикловым газойлем или легким газойлем), образуя композицию разбавленного предшественника. Необязательно разбавитель может содержать часть сырья, содержащего тяжелую нефть, вместо или в дополнение к одному или более из вакуумного газойля, нефтяной эмульсии, рециклового газойля или легкого газойля. Композицию разбавленного предшественника далее смешивают с первой частью сырья, содержащего тяжелую нефть, так, чтобы образовать композицию смешанного сырья. Окончательно, сырье, содержащее тяжелую нефть, смешивают с любым оставшимся сырьем, что приводит в результате к тому, что предшественник катализатора является гомогенно диспергированным ниже молекулярного уровня в сырье, содержащем тяжелую нефть.
Примерная система для осуществления способа изобретения включает первый статический смеситель в линии с низкой скоростью сдвига для смешивания предшественника катализатора с разбавителем так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора; второй статический смеситель в линии с низкой скоростью сдвига с последующим смесителем с высокой скоростью сдвига для смешивания разбавленного предшественника катализатора с первой частью сырья, содержащего тяжелую нефть, так чтобы образовать композицию смешанного сырья; и промежуточный резервуар, в который вводят композицию смешанного сырья и любое оставшееся сырье, содержащее тяжелую нефть. Промежуточный резервуар может преимущественно обеспечить время пребывания от приблизительно 5 минут до приблизительно 60 минут, предпочтительно от приблизительно 10 минут до приблизительно 50 минут и более предпочтительно от приблизительно 20 минут до приблизительно 40 минут так, чтобы позволить первому компоненту смешанного сырья более равномерно диффундировать через оставшийся второй компонент тяжелой нефти. В результате предшественник катализатора гомогенно диспергирован ниже молекулярного уровня в сырье, содержащем тяжелую нефть, подготовительно перед образованием коллоидного или молекулярного катализатора.
В одном варианте осуществления статические смесители в линии, применяемые для смешивания предшественника катализатора с углеводородным разбавителем и разбавленного предшественника катализатора с сырьем, содержащим тяжелую нефть, характеризуются тем, что включают от приблизительно 2 до приблизительно 20 стадий, более предпочтительно от приблизительно 7 до приблизительно 15 стадий и наиболее предпочтительно от приблизительно 8 до приблизительно 12 стадий. Если предшественник катализатора хорошо смешан с преобладающим количеством или существенной частью сырья, содержащего тяжелую нефть, оставшаяся часть сырья, содержащего тяжелую нефть, может быть загружена в промежуточный резервуар, не будучи предварительно смешанной с разбавленным предшественником катализатора на уровне молекулярной диффузии в промежуточном резервуаре и последующей подаче насосом в многоступенчатые насосы высокого давления для достижения желательного тщательного смешивания предшественника катализатора со всем количеством сырья, содержащего тяжелую нефть.
Один или несколько многоступенчатых насосов, применяемых для подачи под давлением смешанного сырья, выходящего из промежуточного резервуара, предпочтительно включают по меньшей мере приблизительно 10 ступеней сжатия. Множественные многоступенчатые насосы высокого давления могут быть расположены последовательно и/или параллельно по отношению один к другому, чтобы либо увеличить эффективное число ступеней сжатия (последовательно) или увеличить пропускную способность для подачи в систему гидрообработки нисходящего потока (параллельно). В соответствии с принятым в настоящее время предпочтительным вариантом осуществления аппарат для смешивания разбавленного предшественника катализатора с первой частью сырья, содержащего тяжелую нефть, включает в себя единственный в линии статический смеситель с последующим смесителем с высокой скоростью сдвига. Смеситель с высокой скоростью сдвига наиболее предпочтительно имеет относительно короткое время пребывания, такое что наибольшая часть общего времени смешивания приходится на статический смеситель. В данной конфигурации применяется перепад давления статического смесителя, чтобы благоприятным образом достичь степени смешивания с последующим дополнительным смешиванием в смесителе с высокой скоростью сдвига.
Сырье, содержащее тяжелую нефть, разделяют на множество (предпочтительно два) потоков для усиления смешивания с разбавленным предшественником катализатора. Первый поток, который первоначально смешивают с разбавленным предшественником катализатора, содержит от приблизительно 10% до приблизительно 95% от общего потока, предпочтительно от приблизительно 30% до приблизительно 90% от общего потока, более предпочтительно от приблизительно 40% до приблизительно 80% от общего потока и наиболее предпочтительно от приблизительно 65% до приблизительно 75% от общего потока. Разделение сырья, содержащего тяжелую нефть, на два потока обеспечивает превосходное смешивание, в то же время минимизируя операционные и структурные затраты, связанные с разделением сырья на три потока.
Данные и другие преимущества и признаки настоящего изобретения станут более очевидными из последующего описания и приложенной формулы изобретения или могут быть изучены посредством практического воплощения изобретения, как изложено далее в данном документе.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для дальнейшего понимания приведенных выше и других преимуществ и признаков настоящего изобретения более конкретное описание изобретения будет представлено со ссылкой на конкретные его варианты осуществления, которые проиллюстрированы на прилагающихся чертежах. Следует учитывать, что данные чертежи отображают только типичные варианты осуществления изобретения и, поэтому, не должны рассматриваться как ограничивающие его объем притязаний. Изобретение будет описано и пояснено с дополнительной специфичностью и детальностью посредством использования сопровождающих чертежей, в которых:
На Фиг.1 изображена гипотетическая химическая структура молекулы асфальтена;
Фиг.2 представляет собой технологическую схему, которая схематически иллюстрирует примерный процесс для подготовки сырья, содержащего тяжелую нефть, для включения коллоидного или молекулярного катализатора, диспергированного в нем.
Фиг.3 схематически иллюстрирует еще одну примерную систему для замешивания предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть, в соответствии с настоящим изобретением;
Фиг.4 схематически иллюстрирует молекулы катализатора или частицы катализатора коллоидного размера, ассоциированные с молекулами асфальтена; и
Фиг.5А и 5В схематически изображают вид сверху и вид сбоку кристалла дисульфида молибдена размером приблизительно 1 нм.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Определения и введение
Настоящее изобретение относится к способам и системам для достижения тщательной дисперсии растворимого в углеводородах предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть. При диспергировании до молекулярного уровня предшественник катализатора в будущем разлагается при нагреве с образованием катализатора гидрообработки на основе сульфида молибдена в сырье, содержащем тяжелую нефть. Предшественник катализатора включает катионы металла, которые связаны с множеством органических анионов с образованием растворимой в нефти соли металла (например, соли молибдена). Растворимые в нефти соли металлов производят в присутствии восстановителя для получения атомов молибдена в желательном состоянии окисления.
Термины "коллоидный катализатор" и "коллоидно-диспергированный катализатор" будут относиться к частицам катализатора, имеющим размер частицы, который по размеру соответствует коллоидному состоянию, например, менее чем приблизительно 10 нм в диаметре, более предпочтительно менее приблизительно 5 нм в диаметре и, наиболее предпочтительно, менее приблизительно 1 нм в диаметре. Термин "коллоидный катализатор" включает, но не ограничен ими, молекулярные или молекулярно-диспергированные соединения катализатора.
Термины "молекулярный катализатор" и "молекулярно-диспергированный" катализатор будут относиться к соединениям катализатора, которые по существу "растворены" или полностью диссоциированы от других соединений катализатора или молекул в углеводородном сырье, содержащем тяжелую нефть, нелетучей жидкой фракции, кубовых фракциях, остатке или других сырье или продукте, в которых можно обнаружить катализатор. Его также следует отнести к очень малым частицам катализатора, которые только содержат несколько молекул катализатора, объединенных вместе (например, 15 молекул или менее).
Термины "композиция смешанного сырья" и "композиция кондиционированного сырья" будут относиться к сырью, содержащему тяжелую нефть, в которую композицию растворимого в нефти предшественника катализатора объединяют и смешивают достаточно так, что при разложении предшественника катализатора и образовании катализатора катализатор будет содержать коллоидный и/или молекулярный катализатор, диспергированный в сырье.
Термин "сырье, содержащее тяжелую нефть" будет относиться к тяжелой сырой нефти, битуминозным сланцам, кубовому остатку и остатку от процессов переработки (например, кубовым остаткам крекинг-печей) и любым другим материалам более низкого качества, которые содержат значительное количество высококипящих углеводородных фракций (например, которые кипят при 343°С (650°F) или выше, более конкретно при приблизительно 524°С (975°F)) и выше и/или которые содержат значительное количество асфальтенов, которые могут дезактивировать твердый катализатор на носителе и/или вызывать или приводить к образованию предшественников кокса и отложений. Примеры сырья, содержащего тяжелую нефть, включают, но не ограничены ими, тяжелую нефть Ллойдминстера, битум Колд Лэйк, битум Атабаски, кубовые остатки атмосферных колонн, кубовые остатки вакуумных колонн, мазут (или "остаток"), остаточную смолу, вакуумный остаток и нелетучие жидкие фракции, которые остаются после перегонки сырой нефти, битуминозных сланцев, ожиженного угля или сырья из угольной смолы, горячего разделения и т.п. и которые содержат высококипящие фракции и/или асфальтены.
Термин "асфальтен" будет относиться к фракции сырья, содержащего тяжелую нефть, которая типично является нерастворимой в таких парафиновых растворителях, как пропан, бутан, пентан, гексан и гептан, и которая включает плоские соединения с конденсированным циклом, удерживаемые вместе посредством гетероатомов, таких как сера, азот, кислород и металлы. Асфальтены включают широкий ряд комплексных соединений, содержащих от 80 до 160000 атомов углерода, с преобладанием молекулярных масс, как определено методами растворения в интервале от 5000 до 10000. Приблизительно 80-90% металлов в сырой нефти содержатся в асфальтеновой фракции, которые вместе с более высокой концентрацией неметаллических гетероатомов придают молекулам асфальтена большую гидрофильность и меньшую гидрофобность, чем у других углеводородов в сырой нефти. Гипотетическая структура молекулы асфальтена, разработанная A.G.Bridge и сотрудниками в Chevron, изображена на фиг.1.
Желательный коллоидный и/или молекулярный катализатор типично образуется in situ в сырье, содержащем тяжелую нефть, перед гидрообработкой или при начале гидрообработки сырья. Растворимый в нефти предшественник катализатора содержит металлоорганическое соединение или комплекс, который преимущественно смешивают с сырьем, содержащим тяжелую нефть, и тщательно диспергируют в нем, чтобы достичь очень высокой дисперсии предшественника катализатора в сырье перед нагревом, разложением и образованием конечного катализатора. Примерный предшественник катализатора представляет собой комплекс 2-этилгексаноата молибдена, содержащий приблизительно 15 мас.% молибдена.
Чтобы обеспечить тщательное смешивание предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть, предшественник катализатора замешивают в сырье, содержащее тяжелую нефть, посредством многоступенчатого процесса смешивания, как показано на фиг.2. Растворимый в нефти предшественник катализатора предварительно смешивают с углеводородным разбавителем нефти (например, вакуумным газойлем, нефтяной эмульсией, рецикловым газойлем или легким газойлем и/или частью сырья) для создания разбавленного предшественника катализатора, который затем смешивают с первой частью сырья, содержащего тяжелую нефть, для образования первой смеси предшественника катализатора и сырья, содержащего тяжелую нефть. Эту первую смесь смешивают со второй частью, состоящей из оставшегося сырья, содержащего тяжелую нефть, таким образом, чтобы в результате предшественник катализатора был гомогенно диспергирован до молекулярного уровня внутри сырья, содержащего тяжелую нефть. Композицию смешанного сырья можно далее нагреть для разложения предшественника катализатора, с образованием коллоидного или молекулярного катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть.
Фиг.3 схематически иллюстрирует примерную систему 200 для глубокого перемешивания растворимого в нефти предшественника катализатора 202 в сырье, содержащем тяжелую нефть 208, так, чтобы в результате предшественник катализатора был диспергирован на коллоидном и/или молекулярном уровне в сырье, содержащем тяжелую нефть 208. Растворимый в нефти предшественник катализатора 202 предпочтительно имеет температуру разложения в интервале от приблизительно 100°С (212°F) до приблизительно 350°С (662°F), более предпочтительно в интервале от приблизительно 110°С (230°F) до приблизительно 300°С (572°F) и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 120°С (248°F) до приблизительно 250°С (482°F). Примеры представительных композиций предшественника катализатора включают металлоорганические комплексы или соединения, более конкретно, растворимые в нефти соединения или комплексы переходных металлов и органических кислот. В настоящее время предпочтительным предшественником катализатора является 2-этилгексаноат молибдена, содержащий приблизительно 15 мас.% молибдена и имеющий достаточно высокие "температуру или интервал температур разложения, чтобы избежать существенного разложения при смешивании с сырьем, содержащим тяжелую нефть, при температуре ниже приблизительно 250°С (482°F). Другие примерные композиции предшественника включают, но не ограничены ими, октоат молибдена, гексаноат молибдена, нафтанат молибдена, нафтанат ванадия, октоат ванадия, гексакарбонил молибдена, гексакарбонил ванадия и пентакарбонил железа.
Предшественник катализатора 202 дозируют насосом 203 таким образом, чтобы обеспечить требуемый поток предшественника катализатора 202. Предшественник катализатора 202 далее смешивают с разбавителем 204 в первом в линии статическом смесителе с низкой скоростью сдвига 206 с образованием композиции разбавленного предшественника катализатора 207. Примеры подходящих углеводородных разбавителей 204 включают, но не ограничены ими, исходное дизельное топливо, (которое типично имеет температуру кипения, равную приблизительно 150°С или выше), вакуумный газойль (который обычно имеет интервал температур кипения, равный приблизительно 360-524°С) (680-975°F), нефтяную эмульсию или рецикловый газойль (которые обычно имеют интервал температур кипения, равный приблизительно 360-550°С) (680-1022°F) и/или легкий газойль (который обычно имеет интервал температур кипения, равный приблизительно 200-360°С) (392-680°F). Несмотря на то что разбавитель может содержать значительную фракцию ароматических компонентов, не требуется поддерживать асфальтеновую фракцию сырья в растворе, так как хорошо диспергированный катализатор способен осуществлять гидрокрекинг асфальтенов в сырье, содержащем тяжелую нефть, а также других компонентов сырья.
Массовое отношение композиции предшественника катализатора 202 к углеводородному разбавителю нефти 204 предпочтительно находится в интервале от приблизительно 1:500 до приблизительно 1:1, более предпочтительно в интервале от приблизительно 1:150 до приблизительно 1:2, и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 1:100 до приблизительно 1:5 (например, 1:100, 1:80, 1:50, 1:30 или 1:10).
Композицию предшественника катализатора 202 преимущественно смешивают с углеводородным разбавителем 204 при температуре, ниже которой значительная часть композиции предшественника катализатора 202 начинает разлагаться, предпочтительно при температуре в интервале от приблизительно 25°С (77°F) до приблизительно 300°С (572°F), более предпочтительно в интервале от приблизительно 50°С (122°F) до приблизительно 200°С (392°F) и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 75°С (167°F) до приблизительно 150°С (302°F) с образованием смеси разбавленного предшественника. Следует учитывать, что действительная температура, при которой образуется смесь разбавленного предшественника, обычно зависит в большой степени от температуры разложения конкретной композиции предшественника, которая применяется.
Преимущественно было обнаружено, что предварительное смешивание композиции предшественника 202 с углеводородным разбавителем 204 перед смешиванием смеси разбавленного предшественника 207 с сырьем, содержащим тяжелую нефть 208, в значительной степени способствует тщательному и глубокому перемешиванию композиции предшественника 202 в сырье 208 в течение относительно короткого периода времени, требуемого для того, чтобы крупномасштабные промышленные операции были экономически оправданными, особенно, если система смешивания представляет собой непрерывный поточный процесс (в противоположность периодическому процессу). Образование смеси разбавленного предшественника 207 сокращает общее время смешивания за счет (1) снижения или устранения различий в растворимости между более полярной композицией предшественника катализатора 202 и сырьем, содержащим тяжелую нефть 208, (2) снижения или устранения различий в реологии между композицией предшественника катализатора 202 и сырьем, содержащим тяжелую нефть 208, и/или (3) разрушения кластеров молекул предшественника катализатора с образованием растворенного вещества в углеводородном нефтяном разбавителе 204, который значительно более легко диспергируется в сырье, содержащем тяжелую нефть 208.
Степень первоначального смешивания, достигаемая в линейном смесителе 206, зависит, по меньшей мере, отчасти, от количества ступеней в линейном смесителе с низкой скорстью сдвига. В одном варианте осуществления смеситель 206 характеризуется как включающий между приблизительно 2 и приблизительно 20 ступеней, предпочтительно между приблизительно 7 и приблизительно 15 ступеней, и более предпочтительно между приблизительно 8 и приблизительно 12 ступеней. В теории смешивания ступень по существу является эквивалентной обладанию емкости, которую энергично перемешивают. Вследствие несовершенства смешивания (т.е. существует некоторое проскальзывание емкости компонентами, подлежащими смешиванию) степень смешивания улучшается, если используют ряд емкостей смешивания (т.е. ступеней). Примерный линейный статический смеситель 206 не включает движущиеся части, но в значительной степени включает множество внутренних перегородок или других элементов внутри трубки или другого корпуса. Внутренние перегородки или другие элементы направляют поток текучей среды во многих различных направлениях посредством повторного разделения и объединения текучей среды турбулентным образом так, чтобы смешивать различные компоненты. Количество ступеней в статическом смесителе эмпирически коррелирует со степенью смешивания, которую можно ожидать в статическом смесителе, по сравнении со степенью смешивания, которая может иметь место при использовании ряда смешивающих емкостей (т.е. текучая среда, выходящая из первой емкости, входит во вторую емкость для смешивания и т.д.). Другими словами, статический смеситель, включающий 10 ступеней, обеспечивает степень смешивания, которая по существу эквивалентна степени, предоставляемой системой смешивания, содержащей ряд из 10 смешивающих емкостей.
Разбавление предшественника катализатора разбавителем перед смешиванием с сырьем, содержащим тяжелую нефть, способствует достижению тщательного перемешивания композиции предшественника в сырье, содержащем тяжелую нефть, вследствие того, что углеводородный разбавитель нефти более легко смешивается с сырьем, содержащим тяжелую нефть, чем сам предшественник катализатора. Важно, чтобы предшественник катализатора был предварительно смешан с разбавителем и следует позаботиться о том, чтобы в целом способ и система смешивания смешивали компоненты в течение времени, достаточного для тщательного перемешивания композиции предшественника в сырье перед существенным разложением композиции предшественника. Например, в патенте США №5578197, выданном на имя Cyr et al., описание которого включено в качестве ссылки, описан способ, посредством которого 2-этилгексаноат молибдена смешивают с остатком вакуумной колонны и растворителем в течение 24 часов перед нагревом полученной в результате смеси в реакционной емкости с образованием соединения катализатора и для воздействия на гидрокрекинг (см. столбец 10, строки 4-43). В то время как 24-х часовое смешивание в окружении для тестирования может быть полностью приемлемым, такое долгое время смешивания может сделать некоторые промышленные операции недопустимо дорогостоящими. Предварительное смешивание предшественника катализатора с разбавителем таким образом, что предшественник катализатора по существу является гомогенно диспергированным по всему объему разбавленного предшественника катализатора, является в огромной степени преимущественным при снижении требуемого времени смешивания для достижения желательной дисперсии по всему объему сырья, содержащего тяжелую нефть. Для специалиста в данной области будет очевидным, что непрерывные поточные системы Фиг.3 и 4, которые включают предварительное смешивание предшественника катализатора с разбавителем, как описано в данном описании, предоставляют ясные преимущества перед способом, описанным в патенте Cyr et al., особенно в окружении промышленной операции.
Особенно преимущественным является сначала образовать смесь разбавленного предшественника в случае, где сырье, содержащее тяжелую нефть 208, содержит воду (например, конденсированную воду). Иначе большее сродство воды к полярной композиции предшественника катализатора 202 может вызвать локализированную агломерацию композиции предшественника 202, приводящую к плохой дисперсии и образованию частиц катализатора микронного размера или крупнее. Углеводородный разбавитель нефти 204 предпочтительно является безводным (т.е. содержит менее приблизительно 0,5% воды), чтобы предотвратить образование значительных количеств частиц катализатора микронного размера или крупнее.
Смесь разбавленного предшественника 207 далее объединяют с сырьем, содержащим тяжелую нефть 208, таким образом, чтобы диспергировать композицию предшественника катализатора 202 по всему объему сырья для получения на выходе композиции кондиционированного сырья, в которой композиция предшественника 202 тщательно перемешана в сырье, содержащем тяжелую нефть 208. На иллюстрированной системе 200 сырье, содержащее тяжелую нефть 208, разделяют на два потока 208а и 208b для прогрессивного смешивания с потоком разбавленного предшественника катализатора 207. В одном примере поток 208 может быть разделен так, что между приблизительно 10% и приблизительно 95% потока 208 содержится в потоке 208а, предпочтительно между приблизительно 40% и приблизительно 80%, и более предпочтительно между приблизительно 65% и приблизительно 75% содержится в потоке 208а.
Поток разбавленного предшественника катализатора 207 преимущественно смешивают с первым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть 208а, во втором статическом линейном смесителе с низкой скоростью сдвига 210, который преимущественно действует, чтобы начать замешивание разбавленного предшественника катализатора в поток сырья 208а. Выходящий поток 211 из смесителя 210 содержит смесь разбавителя 204, предшественника катализатора 202 и часть сырья, содержащего тяжелую нефть 208. Предшественник катализатора в выходящем потоке 211 может еще не быть коллоидно и/или молекулярно диспергирован в сырье, содержащем тяжелую нефть. Выходящий поток 211 вводят в динамический смеситель с высокой скоростью сдвига 212 (например, емкость с воздушным винтом или турбинной мешалкой для обеспечения очень турбулентного смешивания с высокой скоростью сдвига), который благоприятным образом действует для глубокого перемешивания вместе предшественника катализатора и сырья, содержащего тяжелую нефть. Одним примером подходящего динамического смесителя с высокой скоростью сдвига является линейный смеситель 8000LS, производимый Silverson Machines, Ltd., расположенной в Waterside, England. Выходящий поток 213, состоящий из первой перемешанной смеси из смесителя с высокой скоростью сдвига 212, вводят вместе с оставшимся вторым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть 208b, в промежуточный резервуар 214.
Чтобы обеспечить достаточное перемешивание композиции предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть, так чтобы на выходе получить коллоидный и/или молекулярный катализатор при разложении композиции предшественника, разбавленную смесь предшественника и сырье, содержащее тяжелую нефть 208, предпочтительно смешивают в течение от приблизительно 0,001 секунды до приблизительно 20 минут, более предпочтительно от приблизительно 0,005 секунд до приблизительно 20 секунд и, наиболее предпочтительно, от приблизительно 0,01 секунды до приблизительно 3 секунд. Время смешивания в статическом смесителе с низкой скоростью сдвига зависит от количества ступеней и объемного потока компонентов. Увеличение интенсивности и/или энергии сдвига процесса смешивания в смесителе с высокой скоростью сдвига 212 в целом снижает время смешивания, необходимое для осуществления тщательного смешивания в смесителе с высокой скоростью сдвига 212. Время смешивания в статическом линейном смесителе 210 может преимущественно включать в себя большую часть общего времени смешивания. В такой конфигурации используется перепад давления статического смесителя 210 для преимущественного достижения степени смешивания, с последующим или предыдущим дополнительным смешиванием в смесителе с высокой скоростью сдвига 212. В настоящее время является предпочтительным, чтобы смеситель с высокой скоростью сдвига 212 следовал за линейным смесителем 210. Например, при проведении примерной крупномасштабной промышленной операции адекватная степень смешивания может достигаться при времени между приблизительно 0,03 и приблизительно 0,5 секундами в динамическом смесителе с высокой скоростью сдвига 212, причем линейный статический смеситель 210 имеет время пребывания при смешивании больше, чем время для смесителя с высокой скоростью сдвига 212.
Было обнаружено, что специфическая конфигурация, включающая статический линейный смеситель с последующим динамическим смесителем с высокой скоростью сдвига, преимущественно обеспечивает очень тщательное смешивание потока разбавленного предшественника катализатора 207 и первой части сырья, содержащего тяжелую нефть 208а. Несмотря на то что такая конфигурация может быть предпочтительной, могут также применяться другие конфигурации смешивания. Например, другая конфигурация смешивания может включать только один или несколько динамических смесителей с высокой скоростью сдвига; множество статических линейных смесителей; или множество статических линейных смесителей в сочетании с одним или несколькими линейными смесителями с высокой скоростью сдвига.
Дополнительное устройство может быть включено в систему в нисходящем потоке для обеспечения даже более тщательного перемешивания предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть. Например, статический линейный смеситель 210 и динамический смеситель с высокой скоростью сдвига 212 (или еще одна конфигурация смешивающего устройства) могут сопровождаться насосом в окружении промежуточного резервуара 214 и/или одним или несколькими многоступенчатыми центрифужными насосами высокого давления. Представленная система 200 включает три насоса 216а-216с, расположенные параллельно, которые будут обсуждаться далее ниже.
В системе фиг.3 только часть сырья, содержащего тяжелую нефть 208 (т.е. поток 208а), первоначально смешивают с разбавленным предшественником катализатора 207. Несмотря на то что проиллюстрировано разделение поступающего потока 208 на два потока 208а и 208b, поступающий поток 208 может быть разделен на три или даже более потоков для прогрессивного перемешивания с предшественником катализатора. Однако система, в которой поступающий поток разделен на два потока с использованием промежуточного резервуара для повторного объединения двух потоков во время смешивания первой перемешанной смеси с любой оставшейся тяжелой нефтью, является особенно преимущественной, так как было обнаружено, что в ней достигается очень тщательное перемешивание предшественника катализатора 202 в сырье 208 без чрезмерного увеличения операционных затрат и сложности системы и способа.
В этой точке предшественник катализатора тщательно смешивают во всем объеме только части сырья, содержащего тяжелую нефть. Поток кондиционированного сырья, содержащего тяжелую нефть, 213 далее вводят наряду с оставшимся сырьем, содержащим тяжелую нефть, 208b в промежуточный резервуар 214. Такой промежуточный резервуар обычным образом связан с любой системой реактора гидрообработки в нисходящем потоке. В данном случае промежуточный резервуар применяют для более полной диффузии предшественника катализатора во всем объеме сырья, содержащего тяжелую нефть. Посредством молекулярной диффузии предшественник катализатора 202 в промежуточном резервуаре 214 продолжает диффундировать даже более полно во всем объеме сырья, содержащего тяжелую нефть, подготовительно перед нагревом и разложением с образованием коллоидного или молекулярного катализатора. Для обеспечения достаточного времени диффузии промежуточный резервуар 214 преимущественно может обеспечивать время пребывания между приблизительно 5 минутами и приблизительно 60 минутами, предпочтительно между приблизительно 10 минутами и приблизительно 50 минутами, и более предпочтительно между приблизительно 20 минутами и приблизительно 40 минутами. Номинальное время пребывания в промежуточном резервуаре может быть больше или меньше в зависимости от желательного выхода кондиционированного сырья, содержащего тяжелую нефть.
Окончательно кондиционированное сырье выводится насосом из промежуточного резервуара 214 посредством насосов 216а-216с и доставляется в систему реактора для гидрообработки сырья, содержащего тяжелую нефть. Насосы 216а-216с могут преимущественно включать в себя многоступенчатые насосы высокого давления. Вследствие множества ступеней сжатия (например, более приблизительно десяти) такие насосы обеспечивают дополнительное интенсивное смешивание кондиционированного сырья, гарантируя тщательное смешивание предшественника катализатора 202 в сырье 208. Результатом является то, что кондиционированное сырье, доставляемое в систему реактора гидрообработки, включает предшественник катализатора, диспергированный по всему объему сырья, содержащего тяжелую нефть, до молекулярного уровня, таким образом, что при нагреве и разложении предшественника с образованием катализатора образованный катализатор является преимущественно коллоидным или молекулярным по размеру.
Представленный вариант осуществления преимущественно включает три насоса, расположенных параллельно (например, насосы 216а, 216b и 216с). Вследствие того что насосы преимущественно включают множество ступеней (например, более приблизительно десяти), кондиционированное сырье интенсивно перемешивается по мере того, как оно проходит один из насосов 216а, 216b и 216с. Конфигурирование системы так, что насосы 216а-216с расположены параллельно, обеспечивает увеличенную скорость потока кондиционированного сырья, доставляемого в систему реактора гидрообработки нисходящего потока. В альтернативных вариантах осуществления насосы могут быть расположены последовательно или последовательно-параллельно. Последовательное размещение насосов эффективно увеличивает количество ступеней интенсивного смешивания, через которые проходит кондиционированное сырье. Например, два последовательных насоса, каждый из которых включает пять ступеней, могут применяться вместо единственного насоса, включающего десять ступеней для достижения по существу такого же тонкого перемешивания предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть, чтобы получить на выходе кондиционированное сырье. В другой конфигурации результатом является то, что предшественник катализатора является гомогенно диспергированным на коллоидном и/или молекулярном уровне в сырье так, что при нагреве в результате происходит образование коллоидного и/или молекулярного катализатора.
Ввиду вышеприведенного сырье, содержащее тяжелую нефть, может быть разделено и добавлено в виде множества фракций, например двух или более фракций. В одном способе прогрессивного смешивания 20% сырья, содержащего тяжелую нефть, первоначально смешивают с композицией разбавленного предшественника для образования первой перемешанной смеси, далее добавляют 40% сырья, содержащего тяжелую нефть (для достижения всего 60%), для образования второй перемешанной смеси, после которого оставшиеся 40% сырья, содержащего тяжелую нефть, смешивают для образования конечного кондиционированного сырья. Однако было обнаружено, что гораздо более превосходящий способ включает разделение сырья, содержащего тяжелую нефть, на только две фракции, как описано в сочетании с фиг.3. Предпочтительно, сырье, содержащее тяжелую нефть, разделяют на столько фракций, насколько возможно (т.е. 2), в то время как дальнейшее достижение очень тщательного перемешивания предшественника катализатора в сырье по мере увеличения числа фракций, потоков и ступеней смешивания увеличивает операционные затраты и сложность системы и способа. Было обнаружено, что способ прогрессивного смешивания, включающий две фракции, как описано в сочетании с фиг.3, приводит в результате к очень тщательному перемешиванию предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть.
В случае видов сырья, содержащего тяжелую нефть, которые являются твердыми или крайне вязкими при комнатной температуре, такие виды сырья могут благоприятным образом быть нагреты для их размягчения и создания сырья, имеющего достаточно низкую вязкость, чтобы обеспечить хорошее замешивание растворимого в нефти предшественника катализатора в сырье. В целом понижение вязкости сырья, содержащего тяжелую нефть, будет уменьшать время, требуемое для оказания эффекта тщательного и однородного перемешивания растворимой в нефти композиции предшественника в сырье. Однако сырье не следует нагревать до температуры, выше которой происходит значительное разложение композиции предшественника катализатора, до тех пор, пока предшественник катализатора не будет тщательно диспергирован во всем объеме композиции сырья. Преждевременное разложение композиции предшественника катализатора в общем случае приводит к образованию частиц катализатора микронного размера и крупнее в большей степени, чем коллоидного или молекулярного катализатора.
Сырье, содержащее тяжелую нефть, и разбавленную смесь предшественника катализатора предпочтительно смешивают в интервале от приблизительно 25°С (77°F) до приблизительно 300°С (572°F), более предпочтительно в интервале от приблизительно 50°С (122°F) до приблизительно 200°С (392°F) и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 75°С (167°F) до приблизительно 150°С (302°F) с получением композиции смешанного сырья.
Система смешивания изобретения благоприятным образом поддерживает композицию предшественника катализатора при температуре ниже температуры разложения предшественника катализатора на протяжении всего процесса смешивания. Как таковая, композиция предшественника катализатора сопротивляется существенному преждевременному разложению перед достижением однородного смешивания композиции предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть. Последующий нагрев сырья до температуры, достаточной, чтобы вызвать высвобождение сульфида водорода из несущих серу углеводородных молекул либо перед или во время начала гидрообработки, приводит к выделению предшественником катализатора, который был однородно смешан с сырьем, индивидуальных молекул катализатора на основе сульфида металла и/или крайне малых частиц, которые являются коллоидными по размеру (т.е. менее чем 100 нм, предпочтительно менее чем приблизительно 10 нм, более предпочтительно менее чем приблизительно 5 нм и наиболее предпочтительно менее чем приблизительно 1 нм).
После того как композиция предшественника была хорошо смешана во всем объеме сырья, содержащего тяжелую нефть, так, чтобы дать на выходе•композицию смешанного сырья, эту композицию далее нагревают выше температуры, где происходит значительное разложение предшественника катализатора, чтобы высвободить из него металлический катализатор таким образом, чтобы образовать конечный активный катализатор. В соответствии с одним вариантом осуществления полагают, что металл из композиции предшественника первым образует оксид металла, который далее взаимодействует с серой, высвобождаемой из сырья, содержащего тяжелую нефть, с получением на выходе соединения сульфида металла, который является конечным активным катализатором. В случае когда сырье, содержащее тяжелую нефть, включает достаточное или избыточное количество серы, конечный активированный катализатор может быть образован in situ посредством нагрева кондиционированного сырья, содержащего тяжелую нефть, до температуры, достаточной для высвобождения из нее серы. В некоторых случаях сера может высвобождаться при той же температуре, при которой разлагается композиция предшественника. В других случаях может потребоваться дополнительный нагрев до более высокой температуры.
В соответствии с одним вариантом осуществления атомы металлического катализатора, высвобождаемые из металлоорганического соединения или комплекса, взаимодействуют с серой, высвобождаемой из сырья, содержащего тяжелую нефть, во время нагрева с получением соединений металлического катализатора, которые содержат один или несколько типов сульфидов металлов. Неограничивающим примером применимого катализатора на основе сульфида металла, который может применяться в способах и системах в соответствии с изобретением, является дисульфид молибдена. Неограничивающим примером предшественника катализатора, применяемого для образования дисульфида молибдена, является 2-этилгексаноат молибдена.
Коллоидный или молекулярный катализатор в общем случае никогда не становится дезактивированным, поскольку он не содержится внутри пор материала носителя. Кроме того, вследствие тесного контакта с молекулами тяжелой нефти, частицы молекулярного катализатора и/или коллоидного катализатора могут быстро катализировать реакцию гидрирования между атомами водорода и свободными радикалами, образованными из молекул тяжелой нефти. Несмотря на то что молекулярный или коллоидный катализатор покидает реактор гидрообработки вместе с обновленным продуктом, он постоянно заменяется свежим катализатором, содержащимся в поступающем сырье. В результате условия процесса, пропускная способность и уровни конверсии остаются значительно более постоянными с течением времени по сравнении с процессами, в которых используют катализаторы на твердых носителях в качестве единственного катализатора гидрообработки. При том, вследствие того, что коллоидный или молекулярный катализатор является более свободно диспергированным по всему объему сырья, включая то, что он тесно ассоциирован с асфальтенами, уровни конверсии и пропускная способность могут быть значительно или существенно увеличены по сравнению с общепринятыми системами гидрообработки.
Однородно диспергированный коллоидный и/или молекулярный катализатор также обладает способностью более ровно распределять участки каталитической реакции по всему объему реакционной камеры и сырьевого материала. Это снижает тенденцию для свободных радикалов взаимодействовать друг с другом с образованием молекул предшественников кокса и осадка по сравнению с реакторами кипящего слоя, в которых используют только относительно крупный (например, 1/4"×1/8" или 1/4"×1/16") (6,35 мм × 3,175 мм или 6,35 мм × 1,5875 мм) катализатор на носителе, где молекулы тяжелой нефти должны диффундировать в поры носителя катализатора для достижения активных каталитических участков. Как будет очевидно для специалиста в данной области, типовой реактор с кипящим слоем характерно имеет зоны без катализатора в низовой части реактора (заполнение) и выше уровня расширенного катализатора до рециркуляционного колпака. В этих зонах без катализатора молекулы тяжелой нефти продолжают претерпевать реакции термического крекинга таким образом, чтобы образовать свободные радикалы, которые могут взаимодействовать друг с другом для наработки молекул предшественников кокса и осадка.
Благоприятные эффекты в результате применения систем перемешивания изобретения по отношению к системам реактора гидрообработки в нисходящем потоке включают увеличенный перенос водорода к расщепленным углеводородным молекулам, обеспечивающий более высокие уровни конверсии и пропускную способность, сниженный перепад давления в случае реакторов с фиксированным слоем, сниженное загрязнение катализатора, замедление скорости увеличения температуры реактора при гидрообработке с фиксированным слоем для компенсации дезактивации катализатора, которая может произойти иным образом, и/или снижение частоты остановки реактора с фиксированным слоем для замены катализатора на твердом носителе.
Если растворимый в нефти предшественник катализатора тщательно перемешивают по всему объему сырья, содержащего тяжелую нефть, по меньшей мере, значительная часть высвобождаемых ионов металла будет достаточно укрыта или защищена от других ионов металлов таким образом, что они могут образовать молекулярно-диспергированный катализатор при взаимодействии с серой с образованием соединения сульфида металла. При некоторых обстоятельствах может происходить минорная агломерация, давая в результате частицы катализатора коллоидного размера. Однако полагают, что принятие мер по тщательному перемешиванию композиции предшественника по всему объему сырья будет приводить к получению индивидуальных молекул катализатора в большей степени, чем коллоидных частиц. Простое смешивание, не приводящее к достаточному перемешиванию композиции предшественника катализатора с сырьем, вызывает образование крупных агломерированных соединений сульфида металла, которые имеют микронный размер или крупнее.
Чтобы образовать катализатор на основе сульфида металла, композицию смешанного сырья предпочтительно нагревают до температуры в интервале от приблизительно 200°С (392°F) до приблизительно 500°С (932°F), более предпочтительно в интервале от приблизительно 250°С (482°F) до приблизительно 450°С (842°F) и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 300°С (572°F) до приблизительно 400°С (752°F). В соответствии с одним вариантом осуществления кондиционированное сырье нагревают до температуры, которая составляет приблизительно 100°С (212°F) менее, чем температура гидрокрекинга внутри реактора гидрокрекинга, предпочтительно приблизительно 50°С (122°F) менее, чем температура гидрокрекинга. В соответствии с одним вариантом осуществления коллоидный или молекулярный катализатор образуется во время предварительного нагрева перед тем, как сырье, содержащее тяжелую нефть, вводят в реактор гидрокрекинга. В соответствии с еще одним вариантом осуществления, по меньшей мере, часть коллоидного или молекулярного катализатора образуется in situ в самом реакторе гидрокрекинга. В некоторых случаях коллоидный или молекулярный катализатор может быть образован по мере того, как сырье, содержащее тяжелую нефть, нагревают до температуры гидрокрекинга перед тем или после того, как сырье, содержащее тяжелую нефть, вводят в реактор гидрокрекинга. Начальная концентрация металлического катализатора в коллоидном или молекулярном катализаторе находится предпочтительно в интервале от приблизительно 5 частей на миллион (чнм) до приблизительно 500 чнм от массы сырья, содержащего тяжелую нефть, более предпочтительно в интервале от приблизительно 15 чнм до приблизительно 300 чнм и наиболее предпочтительно в интервале от приблизительно 25 чнм до приблизительно 175 чнм. Катализатор может стать более концентрированным по мере того, как летучие фракции удаляют из нелетучей фракции кубового остатка.
Несмотря на, в целом, гидрофобную природу видов сырья, содержащего тяжелую нефть, вследствие того что молекулы асфальтена в общем случае содержат большое количество функциональных групп, содержащих кислород, серу и азот, а также ассоциированные составные части металлов, таких как никель и ванадий, асфальтеновая фракция является значительно менее гидрофобной и более гидрофильной, чем другие углеводороды в сырье. Молекулы асфальтена, следовательно, в целом, имеют большее сродство к полярному катализатору из сульфида металла, особенно, когда он находится в коллоидном или молекулярном состоянии, в сравнении с более гидрофобными углеводородами в сырье, содержащем тяжелую нефть. В результате значительная часть полярных молекул сульфида металла или коллоидных частиц имеют тенденцию становиться более ассоциированными с более гидрофильными и менее гидрофобными молекулами асфальтена по сравнению с более гидрофобными углеводородами в сырье. Тесная приближенность частиц или молекул катализатора к молекулам асфальтена способствует инициации благоприятных реакций обновления, включая образование свободных радикалов посредством термического крекинга асфальтеновой фракции. Этот феномен является особенно благоприятным в случае тяжелых нефтей, которые имеют относительно высокое содержание асфальтенов, которые трудно, если не невозможно, обновить иным образом, применяя общепринятые методы, вследствие тенденции асфальтенов к дезактивации пористых катализаторов на носителе и отложению кокса и осадка на оборудовании для переработки или внутри него. Фиг.4 схематически изображает молекулы катализатора или коллоидные частицы "X", ассоциированные с молекулами асфальтена или находящиеся с ними в тесной близости.
В то время как высокополярная природа соединения катализатора вызывает или обеспечивает ассоциацию коллоидного и/или молекулярного катализатора с молекулами асфальтена, существует общая несовместимость между высокополярным соединением катализатора и гидрофобным сырьем, содержащим тяжелую нефть, что делает необходимым вышеупомянутое глубокое или тщательное перемешивание растворимой в нефти композиции предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть, перед разложением предшественника и образованием коллоидного или молекулярного катализатора. Вследствие того что соединения металлического катализатора являются высокополярными, они не могут быть эффективно диспергированы в сырье, содержащем тяжелую нефть, в коллоидной или молекулярной форме при добавлении к нему непосредственно или в виде части водного раствора или масляной и водяной эмульсии. Такие способы неизбежно приводят к получению частиц микронного размера или крупнее.
Теперь ссылаются на фиг.5А и 5В, которые схематически изображают кристалл дисульфида молибдена нанометрического размера. Фиг.5А представляет собой вид сверху, а фиг.5В представляет собой вид сбоку кристалла дисульфида молибдена. Молекулы дисульфида молибдена типично образуют плоские, гексагональные кристаллы, в которых единичные слои атомов молибдена (Мо) расположены по принципу сэндвича между слоями атомов серы (3). Единственные активные участки для катализа находятся на краях кристалла, где атомы молибдена экспонированы. Более мелкие кристаллы имеют более высокое процентное содержание атомов молибдена, экспонированных по краям.
Диаметр атома молибдена составляет приблизительно 0,3 нм, а диаметр атома серы равен приблизительно 0,2 нм. Иллюстрированный кристалл дисульфида молибдена нанометрического размера имеет 7 атомов молибдена, расположенных по принципу сэндвича между 14 атомами серы. Как лучше видно на фиг.5А, 6 из 7 (85,7%) от общего числа атомов молибдена будут экспонированы по краю и доступными для каталитической активности. Напротив, кристалл дисульфида молибдена имеет несколько миллионов атомов, причем только 0,2% от общего числа атомов молибдена являются экспонированными по краю кристалла и доступными для каталитической активности. Оставшиеся 99,8% атомов молибдена в кристаллах микронного размера погружены во внутрь кристалла и, следовательно, являются недоступными для катализа. Это означает, что частицы дисульфида молибдена нанометрического размера, по крайней мере, в теории, на порядки являются более эффективными, чем частицы микронного размера, при обеспечении активных каталитических участков.
С практической точки зрения образование более мелких частиц катализатора приводит к большему числу частиц катализатора и более равномерно распределенным каталитическим участкам по всему объему сырья. Простая математика диктует, что образование частиц нанометрического размера вместо частиц микронного размера будет приводить в результате приблизительно к большему количеству частиц в интервале приблизительно от 10003 (т.е. 1 миллион) до 10006 (т.е. 1 миллиард) в зависимости от размера и формы кристаллов катализатора. Это означает, что приблизительно от 1 миллиона до 1 миллиарда раз существует больше точек или расположений в сырье, где присутствуют активные участки катализатора. Кроме того, полагают, что частицы дисульфида молибдена нанометрического размера или менее становятся плотно ассоциированными с молекулами асфальтена, как показано на фиг.4. Напротив, полагают, что частицы катализатора микронного размера или крупнее являются значительно более крупными, чтобы быть плотно ассоциированными с молекулами асфальтена или внутри них. По меньшей мере, этим причинам четко выраженные преимущества, связанные с системой и способом смешивания, которые обеспечивают образование коллоидного и/или молекулярного катализатора, будут очевидными для специалиста в данной области.
ПРИМЕРЫ
Следующие примеры более конкретно иллюстрируют некоторые примерные способы и системы смешивания в соответствии с настоящим изобретением для однородного замешивания предшественника катализатора в сырье, содержащем тяжелую нефть, таким образом, чтобы получить кондиционированное сырье, содержащее тяжелую нефть.
Пример 1
Смешанное сырье, содержащее тяжелую нефть, получают в системе, как иллюстрировано на фиг.3. Разбавленный предшественник катализатора сначала получают посредством смешивания потока, имеющего скорость потока, равную приблизительно 75 кг/час, предшественника катализатора с потоком, имеющим скорость потока, равную приблизительно 6000 кг/час, разбавителя нефтяной эмульсии при приблизительно 100°С. Два потока смешивают вместе в первом в линии статическом смесителе с низкой скоростью сдвига. Поток сырья, содержащего тяжелую нефть, имеющий скорость потока, равную приблизительно 225000 кг/час, разделяют на два потока. Первый поток имеет скорость потока, равную приблизительно 164925 кг/час, приблизительно 73% от общей скорости потока сырья, содержащего тяжелую нефть. Второй поток имеет скорость потока, равную приблизительно 60075 кг/час. Оба потока находятся при приблизительно 180°С. Первый поток смешивают с потоком разбавленного предшественника катализатора во втором смесителе с низкой скоростью сдвига в линии обводного потока. Объединенный поток далее вводят в динамический смеситель с высокой скоростью сдвига, содержащий емкость с воздушным винтом для принудительной подачи текучей среды через ряд открытых бороздок (например, смеситель с высокой скоростью сдвига типа 800LS Silverson, имеющий объем, приблизительно равный 6,5 литрам) для обеспечения высокого сдвига, турбулентного смешивания с содержимым емкости. Время пребывания в смесителе с высокой скоростью сдвига составляет приблизительно 0,14 секунд. Объединенный поток, выходящий из динамического смесителя с высокой скоростью сдвига, далее вводят, наряду со вторым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть, в промежуточный резервуар.
В промежуточном резервуаре предшественник катализатора продолжает диффундировать через сырье, содержащее тяжелую нефть, посредством молекулярной диффузии. Промежуточный резервуар имеет время пребывания, равное приблизительно 30 минутам.
Сырье, содержащее тяжелую нефть, выкачивают из промежуточного резервуара посредством трех многоступенчатых насосов высокого давления, расположенных параллельно так, чтобы обеспечить достаточную производительность по скорости потока для подачи в систему гидрообработки в нисходящем потоке для гидрообработки кондиционированного сырья, содержащего тяжелую нефть. Каждый насос включает 10 ступеней сжатия. По мере того как сырье прокачивается через насосы, прохождение тяжелой нефти и предшественника катализатора через ряд ступеней сжатия дополнительно распределяет предшественник катализатора по всему объему тяжелой нефти.
На протяжении всего процесса температуру поддерживают ниже значения, при котором иначе бы произошло существенное разложение предшественника катализатора. Как только предшественник катализатора хорошо перемешивают по всему объему тяжелой нефти, сырьевой поток нагревают так, чтобы вызвать разложение предшественника и образование катализатора. Коллоидный и/или молекулярный катализатор образуется по всему объему сырья, содержащего тяжелую нефть. Начальная концентрация металлического молибденового катализатора в коллоидном и/или молекулярном катализаторе составляет приблизительно 50 частей на миллион (чнм).
Настоящее изобретение может быть воплощено в других специфических формах без отхода от его духа или существенных характеристик. Описанные варианты осуществления должны рассматриваться во всех отношениях только как иллюстративные, а не ограничивающие. Объем притязаний изобретения, следовательно, указан прилагаемой формулой изобретения в большей степени, чем вышеприведенным описанием. Все изменения, которые происходят в пределах значения и интервала эквивалентности формулы изобретения, должны охватываться его объемом притязаний.

Claims (31)

1. Способ гомогенного замещивания предшественника катализатора, имеющего относительно низкую вязкость, в сырье, содержащее тяжелую нефть, имеющее относительно высокую вязкость, включающий в себя:
предварительное смешивание предшественника катализатора с разбавителем таким образом, что предшественник катализатора является по существу гомогенно диспергированным по всему объему разбавителя так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора, причем разбавитель имеет температуру кипения, равную по меньшей мере приблизительно 150°С;
разделение сырья, содержащего тяжелую нефть, имеющего вязкость большую, чем вязкость предшественника катализатора, на два потока, состоящих из первого потока и второго потока, причем первый поток содержит от приблизительно 30% до приблизительно 90% сырья, содержащего тяжелую нефть;
смешивание разбавленного предшественника катализатора с первым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть, таким образом, чтобы образовать смешанную композицию нефтяного сырья; и тщательное перемешивание смешанной композиции нефтяного сырья с оставшейся частью сырья, содержащего тяжелую нефть, содержащей второй поток, так, чтобы предшественник катализатора являлся по существу гомогенно диспергированным во всем объеме сырья, содержащего тяжелую нефть.
2. Способ гомогенного замешивания предшественника катализатора, имеющего относительно низкую вязкость, в сырье, содержащее тяжелую нефть, имеющее относительно высокую вязкость, включающий в себя:
предварительное смешивание предшественника катализатора с разбавителем таким образом, что предшественник катализатора является по существу гомогенно диспергированным по всему объему разбавителя так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора, причем разбавитель имеет температуру кипения, равную по меньшей мере приблизительно 150°С;
разделение сырья, содержащего тяжелую нефть, имеющего вязкость большую, чем вязкость предшественника катализатора на множество потоков;
смешивание разбавленного предшественника катализатора с одним из потоков сырья, содержащего тяжелую нефть, так, чтобы образовать смешанную композицию нефтяного сырья посредством по меньшей мере одного статического смесителя с низкой скоростью сдвига в линии с последующим по меньшей мере одним смесителем с высокой скоростью сдвига; и
введение смешанной композиции нефтяного сырья и любой оставшейся части сырья, содержащего тяжелую нефть, в промежуточный резервуар для того, чтобы предшественник катализатора диффундировал через сырье, содержащее тяжелую нефть,
причем способ обеспечивает кондиционированное сырье, содержащее тяжелую нефть.
3. Способ по п.1 или 2, где разбавитель содержит один или несколько из вакуумного газойля, нефтяной эмульсии, рециклового газойля, стартового дизельного топлива или легкого газойля.
4. Способ по п.1 или 2, где разбавитель содержит часть сырья, содержащего тяжелую нефть.
5. Способ по п.1 или 2, где предшественник катализатора смешивают с разбавителем в статическом смесителе с низкой скоростью сдвига в линии так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора.
6. Способ по п.1 или 2, где массовое отношение предшественника катализатора к разбавителю находится между приблизительно 1:500 и приблизительно 1:1.
7. Способ по п.1 или 2, где массовое отношение предшественника катализатора к разбавителю находится между приблизительно 1:100 и приблизительно 1:5.
8. Способ по п.1 или 2, где разбавленный предшественник катализатора первоначально смешивают с первым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть, в статическом смесителе с низкой скоростью сдвига в линии с последующим перемешиванием в смесителе с высокой скоростью сдвига.
9. Способ по п.1, где смешанную композицию нефтяного сырья и оставшуюся часть сырья, содержащего тяжелую нефть, смешивают посредством введения в промежуточный резервуар.
10. Способ по п.2 или 9, где смешанную композицию нефтяного сырья и оставшуюся часть сырья, содержащего тяжелую нефть, дополнительно смешивают посредством рециркуляционного насоса, связанного с промежуточным резервуаром и/или посредством одного или более многоступенчатых насосов высокого давления, которые нагнетают содержимое промежуточного резервуара в реактор гидрообработки.
11. Способ по п.2 или 9, где кондиционированное сырье, содержащее тяжелую нефть, дополнительно смешивают посредством множества параллельных многоступенчатых насосов высокого давления, которые нагнетают содержимое промежуточного резервуара в реактор гидрообработки.
12. Способ по п.1, где первый поток сырья, содержащего тяжелую нефть, смешанный с композицией разбавленного предшественника, содержит от приблизительно 40% до приблизительно 80% сырья, содержащего тяжелую нефть.
13. Способ по п.1, где первый поток сырья, содержащего тяжелую нефть, смешанный с композицией разбавленного предшественника, содержит от приблизительно 65% до приблизительно 75% сырья, содержащего тяжелую нефть.
14. Способ по п.1 или 9, где предварительное смешивание и смешивание происходят при температуре приблизительно 25°С и приблизительно 300°С.
15. Способ по п.1 или 9, где предварительное смешивание и смешивание происходят при температуре приблизительно 75°С и приблизительно 150°С.
16. Система для гомогенного замешивания предшественника катализатора, имеющего относительно низкую вязкость, в сырье, содержащее тяжелую нефть, имеющее относительно высокую вязкость, включающая в себя:
средства для предварительного смешивания предшественника катализатора с разбавителем таким образом, что предшественник катализатора является по существу гомогенно диспергированным по всему объему разбавителя так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора, причем разбавитель имеет температуру кипения, равную по меньшей мере приблизительно 150°С;
средства для разделения сырья, содержащего тяжелую нефть, имеющего вязкость большую, чем вязкость предшественника катализатора, на два потока, состоящих из первого потока и второго потока, причем первый поток содержит от приблизительно 30% до приблизительно 90% сырья, содержащего тяжелую нефть;
средства для смешивания разбавленного предшественника катализатора с первым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть, таким образом, чтобы образовать смешанную композицию нефтяного сырья; и
средства для тщательного перемешивания смешанной композиции нефтяного сырья с оставшейся частью сырья, содержащего тяжелую нефть, содержащей второй поток, так, чтобы предшественник катализатора являлся по существу гомогенно диспергированным во всем объеме сырья, содержащего тяжелую нефть.
17. Система для гомогенного замещивания предшественника катализатора, имеющего относительно низкую вязкость, в сырье, содержащее тяжелую нефть, имеющее относительно высокую вязкость, включающая в себя:
средства для предварительного смешивания предшественника катализатора с разбавителем таким образом, что предшественник катализатора является по существу гомогенно диспергированным по всему объему разбавителя так, чтобы образовать разбавленный предшественник катализатора, причем разбавитель имеет температуру кипения, равную по меньшей мере приблизительно 150°С;
средства для разделения сырья, содержащего тяжелую нефть, имеющего вязкость большую, чем вязкость предшественника катализатора, на множество потоков;
по меньшей мере один статический смеситель с низкой скоростью сдвига в линии с последующим по меньшей мере одним смесителем с высокой скоростью сдвига, расположенные для последовательного смешивания разбавленного предшественника катализатора с одним из потоков сырья, содержащего тяжелую нефть таким образом, чтобы посредством их образовать композицию смешанного нефтяного сырья; и промежуточный резервуар для приема композиции смешанного нефтяного сырья и любой оставшейся части сырья, содержащего тяжелую нефть, для того, чтобы предшественник катализатора диффундировал через сырье, содержащее тяжелую нефть,
причем система обеспечивает кондиционированное сырье, содержащее тяжелую нефть.
18. Система по п.16 или 17, где средство для смешивания предшественника катализатора с разбавителем включает в себя статический смеситель с низкой скоростью сдвига в линии.
19. Система по п.16, где средство для смешивания разбавленного предшественника катализатора с первым потоком сырья, содержащего тяжелую нефть, включает в себя статический смеситель с низкой скоростью сдвига в линии и динамический смеситель с высокой скоростью сдвига.
20. Система по п.19, где статический смеситель с низкой скоростью сдвига в линии характеризуется как включающий между приблизительно 7 и приблизительно 15 ступеней смешивания.
21. Система по п.19, где статический смеситель с низкой скоростью сдвига в линии характеризуется как включающий между приблизительно 8 и приблизительно 12 ступеней смешивания.
22. Система по п.19, где смеситель с высокой скоростью сдвига обеспечивает время пребывания между приблизительно 0,001 с и приблизительно 20 мин.
23. Система по п.19, где смеситель с высокой скоростью сдвига обеспечивает время пребывания между приблизительно 0,01 с и приблизительно 3 с.
24. Система по п.16, где средство тщательного перемешивания смешанной композиции нефтяного сырья с оставшейся частью сырья, содержащего тяжелую нефть, включает в себя промежуточный резервуар, имеющий такое время пребывания, чтобы обеспечить диффузию предшественника катализатора по всему объему сырья, содержащего тяжелую нефть, чтобы в результате предшественник катализатора являлся по существу гомогенно диспергированным на коллоидном и/или молекулярном уровне в сырье, содержащем тяжелую нефть.
25. Система по п.17 или 24, где промежуточный резервуар обеспечивает время пребывания между приблизительно 5 мин и приблизительно 60 мин.
26. Система по п.17 или 24, где промежуточный резервуар обеспечивает время пребывания между приблизительно 20 мин и приблизительно 40 мин.
27. Система по п.16, где средство тщательного перемешивания смешанной композиции нефтяного сырья с оставшейся частью сырья, содержащего тяжелую нефть, включает в себя один или несколько многоступенчатых насосов высокого давления.
28. Система по п.17, дополнительно включающая в себя множественные параллельные многоступенчатые насосы высокого давления, которые нагнетают кондиционированное сырье, содержащее тяжелую нефть, из промежуточного резервуара в реактор гидрообработки.
29. Система по п.27 или 28, где многоступенчатые насосы высокого давления включают в себя по меньшей мере приблизительно 10 ступеней сжатия.
30. Система по п.27, где один или несколько многоступенчатых насосов высокого давления включают в себя два или более насосов, расположенных параллельно.
31. Система по п.27, где один или несколько многоступенчатых насосов высокого давления включают в себя два или более насосов, расположенных последовательно.
RU2008140315/05A 2006-03-13 2007-03-12 Способы и системы смешивания для введения предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть RU2426589C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/374,369 US10941353B2 (en) 2004-04-28 2006-03-13 Methods and mixing systems for introducing catalyst precursor into heavy oil feedstock
US11/374,369 2006-03-13

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008140315A RU2008140315A (ru) 2010-04-20
RU2426589C2 true RU2426589C2 (ru) 2011-08-20

Family

ID=38510211

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008140315/05A RU2426589C2 (ru) 2006-03-13 2007-03-12 Способы и системы смешивания для введения предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть

Country Status (13)

Country Link
US (2) US10941353B2 (ru)
EP (2) EP2735601B1 (ru)
JP (1) JP5437789B2 (ru)
KR (1) KR101515850B1 (ru)
CN (1) CN101405370A (ru)
CA (1) CA2646492C (ru)
ES (1) ES2875011T3 (ru)
IN (1) IN2008DE07704A (ru)
MX (1) MX340029B (ru)
PL (2) PL2735601T3 (ru)
RU (1) RU2426589C2 (ru)
TW (1) TWI360571B (ru)
WO (1) WO2007106783A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2675361C1 (ru) * 2018-08-06 2018-12-19 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) Способ получения катализатора и способ гидрирования нефтеполимерных смол в его присутствии

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1753846B1 (en) 2004-04-28 2016-06-08 Headwaters Heavy Oil, LLC Ebullated bed hydroprocessing methods and systems
EP1753844B1 (en) * 2004-04-28 2016-06-08 Headwaters Heavy Oil, LLC Hydroprocessing method and system for upgrading heavy oil
US10941353B2 (en) 2004-04-28 2021-03-09 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Methods and mixing systems for introducing catalyst precursor into heavy oil feedstock
ES2662605T3 (es) * 2004-04-28 2018-04-09 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Procedimientos y sistemas de hidroprocesamiento de lecho fijo y procedimientos para la mejora de un sistema de lecho fijo existente
US7678732B2 (en) 2004-09-10 2010-03-16 Chevron Usa Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7972499B2 (en) 2004-09-10 2011-07-05 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
US8435400B2 (en) 2005-12-16 2013-05-07 Chevron U.S.A. Systems and methods for producing a crude product
US7943036B2 (en) 2009-07-21 2011-05-17 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7431822B2 (en) 2005-12-16 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system
US7931796B2 (en) 2008-09-18 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8372266B2 (en) * 2005-12-16 2013-02-12 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8048292B2 (en) 2005-12-16 2011-11-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7938954B2 (en) * 2005-12-16 2011-05-10 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8034232B2 (en) 2007-10-31 2011-10-11 Headwaters Technology Innovation, Llc Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
US8142645B2 (en) 2008-01-03 2012-03-27 Headwaters Technology Innovation, Llc Process for increasing the mono-aromatic content of polynuclear-aromatic-containing feedstocks
US7931797B2 (en) * 2009-07-21 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8236169B2 (en) 2009-07-21 2012-08-07 Chevron U.S.A. Inc Systems and methods for producing a crude product
US7935243B2 (en) 2008-09-18 2011-05-03 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7897035B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7897036B2 (en) * 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
KR100992776B1 (ko) 2008-11-14 2010-11-05 엘지이노텍 주식회사 반도체 발광소자 및 그 제조방법
US8759242B2 (en) 2009-07-21 2014-06-24 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US9068132B2 (en) 2009-07-21 2015-06-30 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8927448B2 (en) 2009-07-21 2015-01-06 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8821713B2 (en) 2009-12-17 2014-09-02 H R D Corporation High shear process for processing naphtha
US8815184B2 (en) 2010-08-16 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Process for separating and recovering metals
US8663460B2 (en) * 2010-09-16 2014-03-04 Chevron U.S.A. Inc. Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
CN103228355A (zh) 2010-12-20 2013-07-31 雪佛龙美国公司 加氢加工催化剂及其制备方法
US8802587B2 (en) 2010-12-30 2014-08-12 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US9790440B2 (en) 2011-09-23 2017-10-17 Headwaters Technology Innovation Group, Inc. Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
US9644157B2 (en) * 2012-07-30 2017-05-09 Headwaters Heavy Oil, Llc Methods and systems for upgrading heavy oil using catalytic hydrocracking and thermal coking
US9687823B2 (en) 2012-12-14 2017-06-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US9321037B2 (en) 2012-12-14 2016-04-26 Chevron U.S.A., Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US8815185B1 (en) 2013-03-04 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals
US11414608B2 (en) 2015-09-22 2022-08-16 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Upgraded ebullated bed reactor used with opportunity feedstocks
US11414607B2 (en) 2015-09-22 2022-08-16 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Upgraded ebullated bed reactor with increased production rate of converted products
US11421164B2 (en) 2016-06-08 2022-08-23 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Dual catalyst system for ebullated bed upgrading to produce improved quality vacuum residue product
MX2018002577A (es) * 2017-03-02 2018-11-09 Hydrocarbon Tech & Innovation Llc Reactor de lecho en ebullicion mejorado con menos sedimento de ensuciamiento.
US11732203B2 (en) 2017-03-02 2023-08-22 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling
CN110824026B (zh) * 2018-08-10 2023-09-05 中国石油化工股份有限公司 一种用于重油接触裂化的接触剂的评价方法
CA3057131C (en) 2018-10-17 2024-04-23 Hydrocarbon Technology And Innovation, Llc Upgraded ebullated bed reactor with no recycle buildup of asphaltenes in vacuum bottoms
TW202117027A (zh) 2019-07-08 2021-05-01 美商雪維隆美國有限公司 自廢催化劑回收金屬
KR102629120B1 (ko) * 2020-11-09 2024-01-24 주식회사 엘지화학 석유화학 제품 내 메탈 성분 제거방법
FR3125058A1 (fr) 2021-07-08 2023-01-13 IFP Energies Nouvelles Hydroconversion en lit entraine d’une charge hydrocarbonee lourd comprenant le prémélange de ladite charge avec un additif organique
FR3125057A1 (fr) 2021-07-08 2023-01-13 IFP Energies Nouvelles Hydroconversion en lit hybride bouillonnant-entraîné d’une charge hydrocarbonee lourde comprenant le prémélange de ladite charge avec un additif organique
FR3130836A1 (fr) 2021-12-20 2023-06-23 IFP Energies Nouvelles Hydroconversion en lit bouillonnant ou hybride bouillonnant-entraîné d’une charge comportant une fraction plastique
WO2023137350A1 (en) 2022-01-13 2023-07-20 Chevron U.S.A. Inc. Improved ebullated bed reactor and process
US20230257280A1 (en) 2022-02-14 2023-08-17 Chevron U.S.A. Inc. Metals recovery from spent supported catalyst
FR3133197A1 (fr) 2022-03-01 2023-09-08 IFP Energies Nouvelles Hydroconversion en lit bouillonnant ou hybride bouillonnant-entraîné d’une charge comportant une fraction d’huile végétale ou animale
FR3133618A1 (fr) 2022-03-17 2023-09-22 IFP Energies Nouvelles Hydroconversion en lit bouillonnant ou hybride bouillonnant-entraîné d’une charge comportant une fraction d’huile de pyrolyse de plastiques et/ou de combustibles solides de recuperation
US20230383198A1 (en) * 2022-05-26 2023-11-30 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Method and system for introducing catalyst precursor into heavy oil using parallel mixer lines and bypass line

Family Cites Families (266)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2850552A (en) 1952-06-30 1958-09-02 Phillips Petroleum Co Control of reactions involving fluids of different densities
US3019180A (en) 1959-02-20 1962-01-30 Socony Mobil Oil Co Inc Conversion of high boiling hydrocarbons
US3161585A (en) 1962-07-02 1964-12-15 Universal Oil Prod Co Hydrorefining crude oils with colloidally dispersed catalyst
US3254017A (en) 1963-08-23 1966-05-31 Exxon Research Engineering Co Process for hydrocracking heavy oils in two stages
NL297593A (ru) 1964-03-05 1900-01-01
US3267021A (en) 1964-03-30 1966-08-16 Chevron Res Multi-stage hydrocracking process
US3362972A (en) 1964-06-29 1968-01-09 Halcon International Inc Process for the preparation of certain molybdenum and vanadium salts
US3297563A (en) 1964-08-17 1967-01-10 Union Oil Co Treatment of heavy oils in two stages of hydrotreating
DE1220394B (de) 1964-09-12 1966-07-07 Glanzstoff Koeln Ges Mit Besch Vorrichtung zum kontinuierlichen Mischen und Homogenisieren von Fluessigkeiten verschiedener Viskositaet
JPS4714205Y1 (ru) 1968-01-09 1972-05-23
US3578690A (en) 1968-06-28 1971-05-11 Halcon International Inc Process for preparing molybdenum acid salts
US3595891A (en) 1969-09-17 1971-07-27 Jefferson Chem Co Inc Process for hydrocarbon soluble metal salts
US3622497A (en) * 1970-01-22 1971-11-23 Universal Oil Prod Co Slurry process using vanadium sulfide for converting hydrocarbonaceous black oil
US3622498A (en) 1970-01-22 1971-11-23 Universal Oil Prod Co Slurry processing for black oil conversion
US3694352A (en) 1970-02-24 1972-09-26 Universal Oil Prod Co Slurry hydrorefining of black oils with mixed vanadium and manganese sulfides
US3694351A (en) 1970-03-06 1972-09-26 Gulf Research Development Co Catalytic process including continuous catalyst injection without catalyst removal
US3870623A (en) 1971-12-21 1975-03-11 Hydrocarbon Research Inc Hydroconversion process of residuum oils
FR2184404B1 (ru) 1972-05-15 1974-09-27 Inst Francais Du Petrole
US3907852A (en) 1972-06-23 1975-09-23 Exxon Research Engineering Co Silylhydrocarbyl phosphines and related compounds
US3816020A (en) 1972-10-19 1974-06-11 Selgo Pumps Inc Pump
US3892389A (en) 1972-11-29 1975-07-01 Bekaert Sa Nv Device and method for injecting liquids into a mixing head
DE2315114B2 (de) 1973-03-27 1979-08-23 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum Mischen von flüssigen Stoffen mit hohen Viskositätsunterschieden
JPS5740811B2 (ru) 1973-05-08 1982-08-30
US4125455A (en) 1973-09-26 1978-11-14 Texaco Inc. Hydrotreating heavy residual oils
US4066561A (en) 1974-01-04 1978-01-03 Mobil Oil Corporation Organometallic compounds and compositions thereof with lubricants
US4068830A (en) 1974-01-04 1978-01-17 E. I. Du Pont De Nemours And Company Mixing method and system
US3983028A (en) 1974-07-01 1976-09-28 Standard Oil Company (Indiana) Process for recovering upgraded products from coal
US3915842A (en) 1974-07-22 1975-10-28 Universal Oil Prod Co Catalytic conversion of hydrocarbon mixtures
US3919074A (en) 1974-08-22 1975-11-11 Universal Oil Prod Co Process for the conversion of hydrocarbonaceous black oil
US3992285A (en) 1974-09-23 1976-11-16 Universal Oil Products Company Process for the conversion of hydrocarbonaceous black oil
US3953362A (en) 1975-04-30 1976-04-27 Olin Corporation Molybdenum salt catalysts and methods of preparing them
US4022681A (en) 1975-12-24 1977-05-10 Atlantic Richfield Company Production of monoaromatics from light pyrolysis fuel oil
US4067798A (en) 1976-02-26 1978-01-10 Standard Oil Company (Indiana) Catalytic cracking process
US4077867A (en) 1976-07-02 1978-03-07 Exxon Research & Engineering Co. Hydroconversion of coal in a hydrogen donor solvent with an oil-soluble catalyst
US4298454A (en) 1976-07-02 1981-11-03 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion of an oil-coal mixture
US4067799A (en) 1976-07-02 1978-01-10 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion process
US4066530A (en) 1976-07-02 1978-01-03 Exxon Research & Engineering Co. Hydroconversion of heavy hydrocarbons
US4192735A (en) 1976-07-02 1980-03-11 Exxon Research & Engineering Co. Hydrocracking of hydrocarbons
US4148750A (en) 1977-01-10 1979-04-10 Exxon Research & Engineering Co. Redispersion of noble metals on supported catalysts
US4181601A (en) 1977-06-17 1980-01-01 The Lummus Company Feed hydrotreating for improved thermal cracking
CA1097245A (en) 1977-11-22 1981-03-10 Chandra P. Khulbe Thermal hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy oil recycle
US4151070A (en) 1977-12-20 1979-04-24 Exxon Research & Engineering Co. Staged slurry hydroconversion process
US4178227A (en) 1978-03-24 1979-12-11 Exxon Research & Engineering Co. Combination hydroconversion, fluid coking and gasification
US4196072A (en) * 1978-05-23 1980-04-01 Exxon Research & Engineering Co. Hydroconversion process
US4226742A (en) 1978-07-14 1980-10-07 Exxon Research & Engineering Co. Catalyst for the hydroconversion of heavy hydrocarbons
US4313818A (en) 1978-10-30 1982-02-02 Exxon Research & Engineering Co. Hydrocracking process utilizing high surface area catalysts
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
US4411768A (en) 1979-12-21 1983-10-25 The Lummus Company Hydrogenation of high boiling hydrocarbons
SE416889B (sv) 1979-12-27 1981-02-16 Imo Industri Ab Forfarande for blandning av tva vetskor med olika viskositet samt anordning for genomforande av forfarandet
FR2473056A1 (fr) 1980-01-04 1981-07-10 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'hydrocarbures lourds en presence d'un catalyseur au molybdene
JPS601056B2 (ja) 1980-02-19 1985-01-11 千代田化工建設株式会社 アスファルテンを含む重質炭化水素油の水素化処理
US4305808A (en) 1980-04-14 1981-12-15 Mobil Oil Corporation Catalytic hydrocracking
US4338183A (en) 1980-10-14 1982-07-06 Uop Inc. Method of solvent extraction of coal by a heavy oil
US4325802A (en) 1980-11-17 1982-04-20 Pentanyl Technologies, Inc. Method of liquefaction of carbonaceous materials
US4485008A (en) 1980-12-05 1984-11-27 Exxon Research And Engineering Co. Liquefaction process
US4370221A (en) 1981-03-03 1983-01-25 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of Energy, Mines And Resources Catalytic hydrocracking of heavy oils
NL8103703A (nl) 1981-08-06 1983-03-01 Stamicarbon Werkwijze voor de bereiding van een polymerisatiekatalysator en bereiding van etheenpolymeren daarmee.
US4465630A (en) 1981-08-24 1984-08-14 Asahi Kasei Kogyo Kabushiki Kaisha Tetraazaannulene cobalt complex compounds and method for preparation therefor
US4389301A (en) 1981-10-22 1983-06-21 Chevron Research Company Two-step hydroprocessing of heavy hydrocarbonaceous oils
US4422927A (en) 1982-01-25 1983-12-27 The Pittsburg & Midway Coal Mining Co. Process for removing polymer-forming impurities from naphtha fraction
US4420008A (en) 1982-01-29 1983-12-13 Mobil Oil Corporation Method for transporting viscous crude oils
CA1183098A (en) 1982-02-24 1985-02-26 Kenneth R. Dymock Hydrogenation of carbonaceous material
US4808007A (en) 1982-05-13 1989-02-28 Komax Systems, Inc. Dual viscosity mixer
US4485004A (en) 1982-09-07 1984-11-27 Gulf Canada Limited Catalytic hydrocracking in the presence of hydrogen donor
US4427532A (en) 1982-09-28 1984-01-24 Mobil Oil Corporation Coking of coal with petroleum residua
JPS59108091A (ja) 1982-12-10 1984-06-22 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd 重質炭化水素の水素化分解方法
US4592827A (en) 1983-01-28 1986-06-03 Intevep, S.A. Hydroconversion of heavy crudes with high metal and asphaltene content in the presence of soluble metallic compounds and water
JPS59142848A (ja) 1983-02-02 1984-08-16 Toshitaka Ueda 触媒
GB2142930B (en) 1983-03-19 1987-07-01 Asahi Chemical Ind A process for cracking a heavy hydrocarbon
US4454023A (en) 1983-03-23 1984-06-12 Alberta Oil Sands Technology & Research Authority Process for upgrading a heavy viscous hydrocarbon
US4430207A (en) 1983-05-17 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Demetallization of hydrocarbon containing feed streams
US4513098A (en) 1983-06-28 1985-04-23 Mobil Oil Corporation Multimetallic catalysts and their method of preparation from organometallic precursors
FR2549389A1 (fr) 1983-07-19 1985-01-25 Centre Nat Rech Scient Catalyseur d'hydrotraitement d'hydrocarbures, leur preparation et leur application
US4564441A (en) 1983-08-05 1986-01-14 Phillips Petroleum Company Hydrofining process for hydrocarbon-containing feed streams
JPS6044587A (ja) 1983-08-22 1985-03-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 水素化分解反応装置
US4508616A (en) 1983-08-23 1985-04-02 Intevep, S.A. Hydrocracking with treated bauxite or laterite
US4857496A (en) 1983-08-29 1989-08-15 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst
US5178749A (en) 1983-08-29 1993-01-12 Chevron Research And Technology Company Catalytic process for treating heavy oils
US4824821A (en) 1983-08-29 1989-04-25 Chevron Research Company Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal
US5164075A (en) 1983-08-29 1992-11-17 Chevron Research & Technology Company High activity slurry catalyst
US4970190A (en) 1983-08-29 1990-11-13 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US5162282A (en) 1983-08-29 1992-11-10 Chevron Research And Technology Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US5094991A (en) 1983-08-29 1992-03-10 Chevron Research Company Slurry catalyst for hydroprocessing heavy and refractory oils
US4762812A (en) 1983-08-29 1988-08-09 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocess including recovery of molybdenum catalyst
US4710486A (en) 1983-08-29 1987-12-01 Chevron Research Company Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst
US4557824A (en) 1984-01-31 1985-12-10 Phillips Petroleum Company Demetallization of hydrocarbon containing feed streams
US5017712A (en) 1984-03-09 1991-05-21 Arco Chemical Technology, Inc. Production of hydrocarbon-soluble salts of molybdenum for epoxidation of olefins
JPS6115739A (ja) 1984-04-25 1986-01-23 Toa Nenryo Kogyo Kk 水素化処理用触媒
US4652311A (en) 1984-05-07 1987-03-24 Shipley Company Inc. Catalytic metal of reduced particle size
US4557823A (en) 1984-06-22 1985-12-10 Phillips Petroleum Company Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams
US4578181A (en) 1984-06-25 1986-03-25 Mobil Oil Corporation Hydrothermal conversion of heavy oils and residua with highly dispersed catalysts
US5055174A (en) 1984-06-27 1991-10-08 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams
US4579646A (en) 1984-07-13 1986-04-01 Atlantic Richfield Co. Bottoms visbreaking hydroconversion process
US4561964A (en) 1984-10-01 1985-12-31 Exxon Research And Engineering Co. Catalyst for the hydroconversion of carbonaceous materials
US4551230A (en) 1984-10-01 1985-11-05 Phillips Petroleum Company Demetallization of hydrocarbon feed streams with nickel arsenide
US4568657A (en) 1984-10-03 1986-02-04 Intevep, S.A. Catalyst formed of natural clay for use in the hydrodemetallization and hydroconversion of heavy crudes and residues and method of preparation of same
US4613427A (en) 1984-10-03 1986-09-23 Intevep, S.A. Process for the demetallization and hydroconversion of heavy crudes and residues using a natural clay catalyst
US4590172A (en) 1984-10-26 1986-05-20 Atlantic Richfield Company Preparation of soluble molybdenum catalysts for epoxidation of olefins
US4608152A (en) * 1984-11-30 1986-08-26 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams
US4585545A (en) 1984-12-07 1986-04-29 Ashland Oil, Inc. Process for the production of aromatic fuel
US4633001A (en) 1984-12-18 1986-12-30 Mooney Chemicals, Inc. Preparation of transition metal salt compositions of organic carboxylic acids
US4824611A (en) 1984-12-18 1989-04-25 Mooney Chemicals, Inc. Preparation of hydrocarbon-soluble transition metal salts of organic carboxylic acids
US4582432A (en) 1984-12-20 1986-04-15 Usm Corporation Rotary processors and methods for mixing low viscosity liquids with viscous materials
US4652647A (en) 1984-12-26 1987-03-24 Exxon Research And Engineering Company Aromatic-metal chelate compositions
US4812228A (en) 1985-09-10 1989-03-14 Mobil Oil Corporation Process for hydrotreating residual petroleum oil
US4674885A (en) 1985-01-04 1987-06-23 Massachusetts Institute Of Technology Mixing liquids of different viscosity
JPH0662958B2 (ja) 1985-02-28 1994-08-17 富士スタンダ−ドリサ−チ株式会社 重質油の熱分解法
US4592830A (en) 1985-03-22 1986-06-03 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams
JPS6239634A (ja) 1985-08-13 1987-02-20 Asahi Chem Ind Co Ltd ポリパラフェニレンテレフタルアミド系フィルムの製造方法
DE3673548D1 (de) 1985-04-24 1990-09-27 Shell Int Research Hydrokonversionskatalysator und verfahren.
US4567156A (en) 1985-04-29 1986-01-28 Exxon Research And Engineering Co. Oil soluble chromium catalyst
US4676886A (en) 1985-05-20 1987-06-30 Intevep, S.A. Process for producing anode grade coke employing heavy crudes characterized by high metal and sulfur levels
US4606809A (en) 1985-07-01 1986-08-19 Air Products And Chemicals, Inc. Hydroconversion of heavy oils
US4678557A (en) 1985-09-09 1987-07-07 Intevep, S.A. Process for the regeneration of spent catalyst used in the upgrading of heavy hydrocarbon feedstocks
US5108581A (en) 1985-09-09 1992-04-28 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion of heavy feeds by use of both supported and unsupported catalysts
US4626340A (en) 1985-09-26 1986-12-02 Intevep, S.A. Process for the conversion of heavy hydrocarbon feedstocks characterized by high molecular weight, low reactivity and high metal contents
US4707245A (en) 1985-12-20 1987-11-17 Lummus Crest, Inc. Temperature control for hydrogenation reactions
US4746419A (en) 1985-12-20 1988-05-24 Amoco Corporation Process for the hydrodemetallation hydrodesulfuration and hydrocracking of a hydrocarbon feedstock
US4734186A (en) 1986-03-24 1988-03-29 Phillips Petroleum Company Hydrofining process
US4701435A (en) 1986-04-07 1987-10-20 Intevep, S.A. Catalyst and method of preparation from a naturally occurring material
US4740295A (en) * 1986-04-21 1988-04-26 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion process using a sulfided molybdenum catalyst concentrate
US4765882A (en) 1986-04-30 1988-08-23 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion process
US4693991A (en) 1986-05-02 1987-09-15 Phillips Petroleum Company Hydrotreating catalyst composition
US4713167A (en) 1986-06-20 1987-12-15 Uop Inc. Multiple single-stage hydrocracking process
US4695369A (en) 1986-08-11 1987-09-22 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydroconversion of heavy oil using two metal catalyst
US4724069A (en) 1986-08-15 1988-02-09 Phillips Petroleum Company Hydrofining process for hydrocarbon containing feed streams
US4716142A (en) 1986-08-26 1987-12-29 Sri International Catalysts for the hydrodenitrogenation of organic materials and process for the preparation of the catalysts
DE3634275A1 (de) 1986-10-08 1988-04-28 Veba Oel Entwicklungs Gmbh Verfahren zur hydrierenden konversion von schwer- und rueckstandsoelen
US5166118A (en) 1986-10-08 1992-11-24 Veba Oel Technologie Gmbh Catalyst for the hydrogenation of hydrocarbon material
US4762814A (en) 1986-11-14 1988-08-09 Phillips Petroleum Company Hydrotreating catalyst and process for its preparation
US4707246A (en) 1986-11-14 1987-11-17 Phillips Petroleum Company Hydrotreating catalyst and process
CA1305467C (en) 1986-12-12 1992-07-21 Nobumitsu Ohtake Additive for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon oil
US4851109A (en) 1987-02-26 1989-07-25 Mobil Oil Corporation Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants
US4764266A (en) 1987-02-26 1988-08-16 Mobil Oil Corporation Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants
GB8726838D0 (en) 1987-11-17 1987-12-23 Shell Int Research Preparation of light hydrocarbon distillates
US4802972A (en) 1988-02-10 1989-02-07 Phillips Petroleum Company Hydrofining of oils
FR2627105B3 (fr) 1988-02-16 1990-06-08 Inst Francais Du Petrole Procede de presulfuration de catalyseur de traitement d'hydrocarbures
US4834865A (en) 1988-02-26 1989-05-30 Amoco Corporation Hydrocracking process using disparate catalyst particle sizes
DE68902095T2 (de) 1988-05-19 1992-12-10 Inst Francais Du Petrole Katalytische zusammensetzung, die ein metallsulfid in form einer suspension mit einer asphalt enthaltenden fluessigkeit enthaelt und verfahren zur hydroviskoreduktion von kohlenwasserstoffen.
CA1300068C (en) 1988-09-12 1992-05-05 Keith Belinko Hydrocracking of heavy oil in presence of ultrafine iron sulphate
US5114900A (en) 1988-09-30 1992-05-19 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Alkoxylation using modified calcium-containing bimetallic or polymetallic catalysts
US5191131A (en) 1988-12-05 1993-03-02 Research Association For Utilization Of Light Oil Process for preparation of lower aliphatic hydrocarbons
US4959140A (en) 1989-03-27 1990-09-25 Amoco Corporation Two-catalyst hydrocracking process
US5578197A (en) * 1989-05-09 1996-11-26 Alberta Oil Sands Technology & Research Authority Hydrocracking process involving colloidal catalyst formed in situ
US5013427A (en) 1989-07-18 1991-05-07 Amoco Corportion Resid hydrotreating with resins
US4983273A (en) 1989-10-05 1991-01-08 Mobil Oil Corporation Hydrocracking process with partial liquid recycle
CA2004882A1 (en) 1989-12-07 1991-06-07 Roger K. Lott Process for reducing coke formation during hydroconversion of heavy hydrocarbons
US5038392A (en) 1990-02-12 1991-08-06 International Business Machines Corporation Method and apparatus for adaptive image processing by recognizing a characterizing indicium in a captured image of a document
US5154818A (en) 1990-05-24 1992-10-13 Mobil Oil Corporation Multiple zone catalytic cracking of hydrocarbons
US5039392A (en) 1990-06-04 1991-08-13 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion process using a sulfided molybdenum catalyst concentrate
EP0460300A1 (en) 1990-06-20 1991-12-11 Akzo Nobel N.V. Process for the preparation of a presulphided catalyst; Process for the preparation of a sulphided catalyst, and use of said catalyst
KR920702252A (ko) 1990-07-05 1992-09-03 원본미기재 고활성 슬러리 촉매법
US5622616A (en) 1991-05-02 1997-04-22 Texaco Development Corporation Hydroconversion process and catalyst
US5868923A (en) 1991-05-02 1999-02-09 Texaco Inc Hydroconversion process
US5229347A (en) 1991-05-08 1993-07-20 Intevep, S.A. Catalyst for mild hydrocracking of cracked feedstocks and method for its preparation
US5134108A (en) 1991-05-22 1992-07-28 Engelhard Corporation Process for preparing catalyst with copper or zinc and with chromium, molybdenum, tungsten, or vanadium, and product thereof
US5171916A (en) 1991-06-14 1992-12-15 Mobil Oil Corp. Light cycle oil conversion
US5358634A (en) 1991-07-11 1994-10-25 Mobil Oil Corporation Process for treating heavy oil
US5364524A (en) 1991-07-11 1994-11-15 Mobil Oil Corporation Process for treating heavy oil
US5281328A (en) 1991-07-24 1994-01-25 Mobil Oil Corporation Hydrocracking with ultra large pore size catalysts
US5474977A (en) 1991-08-26 1995-12-12 Uop Catalyst for the hydroconversion of asphaltene-containing hydrocarbonaceous charge stocks
FR2680983B1 (fr) 1991-09-10 1993-10-29 Institut Francais Petrole Dispositif melangeur continu, procede et utilisation dans une installation de pompage d'un fluide de forte viscosite.
CA2073417C (en) 1991-11-22 2004-04-20 Michael K. Porter Improved hydroconversion process
US5372705A (en) 1992-03-02 1994-12-13 Texaco Inc. Hydroprocessing of heavy hydrocarbonaceous feeds
FR2689137B1 (fr) 1992-03-26 1994-05-27 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydro conversion de fractions lourds en phase liquide en presence d'un catalyseur disperse et d'additif polyaromatique.
CA2093412C (en) 1992-04-20 2002-12-31 Gerald Verdell Nelson Novel hydroconversion process employing catalyst with specified pore size distribution
CA2088402C (en) 1993-01-29 1997-07-08 Roger Kai Lott Hydrocracking process involving colloidal catalyst formed in situ
US5332709A (en) 1993-03-22 1994-07-26 Om Group, Inc. (Mooney Chemicals, Inc.) Stabilized aqueous solutions for preparing catalysts and process for preparing catalysts
JPH06287574A (ja) 1993-04-07 1994-10-11 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 炭化水素油水添分解装置
JP3604414B2 (ja) 1993-05-31 2004-12-22 アルバータ オイル サンズ テクノロジー アンド リサーチ オーソリティ その場で調製したコロイド状触媒を用いるハイドロクラッキング法
US5452954A (en) 1993-06-04 1995-09-26 Halliburton Company Control method for a multi-component slurrying process
US5396010A (en) 1993-08-16 1995-03-07 Mobil Oil Corporation Heavy naphtha upgrading
US6270654B1 (en) 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
JPH0762355A (ja) 1993-08-30 1995-03-07 Nippon Oil Co Ltd 炭素質生成を抑制した重質油の水素化処理法
US5374348A (en) 1993-09-13 1994-12-20 Energy Mines & Resources - Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy hydrocarbon recycle
JPH0790282A (ja) 1993-09-27 1995-04-04 Asahi Chem Ind Co Ltd 重質油分解・水素化処理方法
US6015485A (en) 1994-05-13 2000-01-18 Cytec Technology Corporation High activity catalysts having a bimodal mesopore structure
ZA961830B (en) 1995-03-16 1997-10-31 Inst Francais Du Petrole Catalytic hydroconversion process for heavy petroleum feedstocks.
US5597236A (en) 1995-03-24 1997-01-28 Chemineer, Inc. High/low viscosity static mixer and method
IT1275447B (it) 1995-05-26 1997-08-07 Snam Progetti Procedimento per la conversione di greggi pesanti e residui di distillazione a distillati
ATE190242T1 (de) 1995-10-05 2000-03-15 Sulzer Chemtech Ag Mischeinrichtung zum mischen eines niedrigviskosen fluids in ein hochviskoses fluid
US5755955A (en) 1995-12-21 1998-05-26 Petro-Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with conversion facilitated by control of polar aromatics
RU2181751C2 (ru) 1996-02-14 2002-04-27 Тексако Дивелопмент Корпорейшн Способ гидроконверсии тяжелых углеводородов при низком давлении (варианты)
US6139723A (en) 1996-02-23 2000-10-31 Hydrocarbon Technologies, Inc. Iron-based ionic liquid catalysts for hydroprocessing carbonaceous feeds
US5871638A (en) 1996-02-23 1999-02-16 Hydrocarbon Technologies, Inc. Dispersed anion-modified phosphorus-promoted iron oxide catalysts
US6190542B1 (en) 1996-02-23 2001-02-20 Hydrocarbon Technologies, Inc. Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds
US5866501A (en) 1996-02-23 1999-02-02 Pradhan; Vivek R. Dispersed anion-modified iron oxide catalysts for hydroconversion processes
BR9708193A (pt) 1996-03-15 1999-07-27 Petro Canada Inc Hidrotratamento de óleos de hidrocarbonetos pesados com o controle de tamanho de partículas de aditivos particulados
US5852146A (en) 1996-06-27 1998-12-22 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Catalyst for the production of olefin polymers
US6068758A (en) 1996-08-16 2000-05-30 Strausz; Otto P. Process for hydrocracking heavy oil
US5935419A (en) 1996-09-16 1999-08-10 Texaco Inc. Methods for adding value to heavy oil utilizing a soluble metal catalyst
US6059957A (en) 1996-09-16 2000-05-09 Texaco Inc. Methods for adding value to heavy oil
EP0838259A1 (de) 1996-10-23 1998-04-29 Sulzer Chemtech AG Einrichtung zum Zuführen von Additiven in einen Strom einer hochviskosen Flüssigkeit
US6495487B1 (en) 1996-12-09 2002-12-17 Uop Llc Selective bifunctional multimetallic reforming catalyst
US6086749A (en) 1996-12-23 2000-07-11 Chevron U.S.A. Inc. Catalyst and method for hydroprocessing a hydrocarbon feed stream in a reactor containing two or more catalysts
US5954945A (en) 1997-03-27 1999-09-21 Bp Amoco Corporation Fluid hydrocracking catalyst precursor and method
US6712955B1 (en) 1997-07-15 2004-03-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Slurry hydroprocessing using bulk multimetallic catalysts
US5962364A (en) 1997-07-30 1999-10-05 Bp Amoco Corporation Process for synthesis of molybdenum sulfide dimers
GB9717953D0 (en) 1997-08-22 1997-10-29 Smithkline Beecham Biolog Vaccine
CA2216671C (en) 1997-09-24 2000-12-05 Richard Anthony Mcfarlane Process for dispersing transition metal catalytic particles in heavy oil
DE19745904A1 (de) 1997-10-17 1999-04-22 Hoechst Ag Polymerstabilisierte Metallkolloid-Lösungen, Verfahren zu ihrer Herstellung und ihre Verwendung als Katalysatoren für Brennstoffzellen
US5925235A (en) 1997-12-22 1999-07-20 Chevron U.S.A. Inc. Middle distillate selective hydrocracking process
US6090858A (en) 1998-03-18 2000-07-18 Georgia Tech Reseach Corporation Shape control method for nanoparticles for making better and new catalysts
FR2776297B1 (fr) 1998-03-23 2000-05-05 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydrotraitement en lit fixe, une etape de conversion en lit bouillonnant et une etape de craquage catalytique
US6214195B1 (en) 1998-09-14 2001-04-10 Nanomaterials Research Corporation Method and device for transforming chemical compositions
ATE296163T1 (de) 1999-04-08 2005-06-15 Albemarle Netherlands Bv Verfahren zur sulfidierung eines organischen stickstoff und carbonyl enthaltenden hydrobehandlungskatalysators
JP3824464B2 (ja) 1999-04-28 2006-09-20 財団法人石油産業活性化センター 重質油類の水素化分解方法
FR2794370B1 (fr) 1999-06-03 2003-10-17 Biovector Therapeutics Fragments proteiques polyepitopiques, leur obtention et leurs utilisations notamment en vaccination
EP1111604A1 (en) 1999-06-28 2001-06-27 Sony Corporation Optical recording medium and method for reading optical recording medium
US6217746B1 (en) 1999-08-16 2001-04-17 Uop Llc Two stage hydrocracking process
US20020179493A1 (en) 1999-08-20 2002-12-05 Environmental & Energy Enterprises, Llc Production and use of a premium fuel grade petroleum coke
FR2797883B1 (fr) 1999-08-24 2004-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'huiles ayant un indice de viscosite eleve
JP4505084B2 (ja) 1999-09-13 2010-07-14 アイノベックス株式会社 金属コロイドの製造方法およびその方法によって製造された金属コロイド
US6559090B1 (en) 1999-11-01 2003-05-06 W. R. Grace & Co.-Conn. Metallocene and constrained geometry catalyst systems employing agglomerated metal oxide/clay support-activator and method of their preparation
US7026443B1 (en) 1999-12-10 2006-04-11 Epimmune Inc. Inducing cellular immune responses to human Papillomavirus using peptide and nucleic acid compositions
US6379532B1 (en) 2000-02-17 2002-04-30 Uop Llc Hydrocracking process
US6454932B1 (en) 2000-08-15 2002-09-24 Abb Lummus Global Inc. Multiple stage ebullating bed hydrocracking with interstage stripping and separating
JP3842086B2 (ja) 2000-08-28 2006-11-08 財団法人石油産業活性化センター 重質炭化水素油の流動接触分解用触媒及び流動接触分解方法
US6596155B1 (en) 2000-09-26 2003-07-22 Uop Llc Hydrocracking process
DE10048844A1 (de) 2000-10-02 2002-04-11 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Platinmetall-Katalysatoren
US6550960B2 (en) 2000-10-11 2003-04-22 The Procter & Gamble Company Apparatus for in-line mixing and process of making such apparatus
CN1098337C (zh) 2000-11-02 2003-01-08 中国石油天然气股份有限公司 一种采用多金属液体催化剂的常压重油悬浮床加氢新工艺
CA2445877C (en) 2001-04-30 2006-12-19 Postech Foundation Colloid solution of metal nanoparticles, metal-polymer nanocomposites and methods for preparation thereof
EP1392418B1 (en) 2001-06-01 2006-04-19 E. I. du Pont de Nemours and Company Process for blending fluids of widely differing viscosities
US20030094400A1 (en) 2001-08-10 2003-05-22 Levy Robert Edward Hydrodesulfurization of oxidized sulfur compounds in liquid hydrocarbons
JP2003193074A (ja) 2001-10-17 2003-07-09 Asahi Denka Kogyo Kk 燃焼排ガス中の窒素酸化物の低減方法及び燃料組成物
US6686308B2 (en) 2001-12-03 2004-02-03 3M Innovative Properties Company Supported nanoparticle catalyst
US7090767B2 (en) 2002-05-02 2006-08-15 Equistar Chemicals, Lp Hydrodesulfurization of gasoline fractions
CN1203032C (zh) 2002-11-12 2005-05-25 石油大学(北京) 以复合离子液体为催化剂制备烷基化油剂的方法
US8123932B2 (en) 2002-12-20 2012-02-28 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy feedstocks such as heavy crude oils and distillation residues
JP4231307B2 (ja) 2003-03-03 2009-02-25 田中貴金属工業株式会社 金属コロイド及び該金属コロイドを原料とする触媒
US7011807B2 (en) 2003-07-14 2006-03-14 Headwaters Nanokinetix, Inc. Supported catalysts having a controlled coordination structure and methods for preparing such catalysts
CN1333044C (zh) 2003-09-28 2007-08-22 中国石油化工股份有限公司 一种烃油裂化方法
DE10349343A1 (de) 2003-10-23 2005-06-02 Basf Ag Stabilisierung von Hydroformylierungskatalysatoren auf Basis von Phosphoramiditliganden
US20050109674A1 (en) 2003-11-20 2005-05-26 Advanced Refining Technologies Llc Hydroconversion catalysts and methods of making and using same
JP4942911B2 (ja) 2003-11-28 2012-05-30 東洋エンジニアリング株式会社 水素化分解触媒、重質油を水素化分解する方法
US20060289340A1 (en) 2003-12-19 2006-12-28 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
US20070012595A1 (en) 2003-12-19 2007-01-18 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
JP4313237B2 (ja) 2004-03-29 2009-08-12 新日本石油株式会社 水素化分解触媒および液状炭化水素の製造方法
EP1753846B1 (en) 2004-04-28 2016-06-08 Headwaters Heavy Oil, LLC Ebullated bed hydroprocessing methods and systems
ES2662605T3 (es) 2004-04-28 2018-04-09 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Procedimientos y sistemas de hidroprocesamiento de lecho fijo y procedimientos para la mejora de un sistema de lecho fijo existente
US10941353B2 (en) 2004-04-28 2021-03-09 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Methods and mixing systems for introducing catalyst precursor into heavy oil feedstock
EP1753844B1 (en) 2004-04-28 2016-06-08 Headwaters Heavy Oil, LLC Hydroprocessing method and system for upgrading heavy oil
CA2467499C (en) 2004-05-19 2012-07-17 Nova Chemicals Corporation Integrated process to convert heavy oils from oil sands to petrochemical feedstock
JP4313265B2 (ja) 2004-07-23 2009-08-12 新日本石油株式会社 石油系炭化水素の水素化脱硫触媒および水素化脱硫方法
FR2875509B1 (fr) 2004-09-20 2006-11-24 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion d'une charge lourde avec un catalyseur disperse
CN100425676C (zh) 2005-04-29 2008-10-15 中国石油化工股份有限公司 一种加氢裂化催化剂组合物
US7790018B2 (en) 2005-05-11 2010-09-07 Saudia Arabian Oil Company Methods for making higher value products from sulfur containing crude oil
US7594990B2 (en) 2005-11-14 2009-09-29 The Boc Group, Inc. Hydrogen donor solvent production and use in resid hydrocracking processes
CN1966618A (zh) 2005-11-14 2007-05-23 波克股份有限公司 氢供体溶剂的生产及其在渣油加氢裂化法中的应用
US7708877B2 (en) 2005-12-16 2010-05-04 Chevron Usa Inc. Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process
US7670984B2 (en) 2006-01-06 2010-03-02 Headwaters Technology Innovation, Llc Hydrocarbon-soluble molybdenum catalyst precursors and methods for making same
US7842635B2 (en) 2006-01-06 2010-11-30 Headwaters Technology Innovation, Llc Hydrocarbon-soluble, bimetallic catalyst precursors and methods for making same
US7618530B2 (en) 2006-01-12 2009-11-17 The Boc Group, Inc. Heavy oil hydroconversion process
US7906010B2 (en) 2006-01-13 2011-03-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Use of steam cracked tar
US7704377B2 (en) 2006-03-08 2010-04-27 Institut Francais Du Petrole Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
JP4813933B2 (ja) 2006-03-16 2011-11-09 株式会社神戸製鋼所 石油系重質油の水素化分解方法
US8034232B2 (en) 2007-10-31 2011-10-11 Headwaters Technology Innovation, Llc Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
US8080155B2 (en) 2007-12-20 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US8142645B2 (en) 2008-01-03 2012-03-27 Headwaters Technology Innovation, Llc Process for increasing the mono-aromatic content of polynuclear-aromatic-containing feedstocks
US7897035B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US20110017637A1 (en) 2009-07-21 2011-01-27 Bruce Reynolds Systems and Methods for Producing a Crude Product
US9109165B2 (en) 2008-11-15 2015-08-18 Uop Llc Coking of gas oil from slurry hydrocracking
US9523048B2 (en) 2009-07-24 2016-12-20 Lummus Technology Inc. Pre-sulfiding and pre-conditioning of residuum hydroconversion catalysts for ebullated-bed hydroconversion processes
US9790440B2 (en) 2011-09-23 2017-10-17 Headwaters Technology Innovation Group, Inc. Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
JP6287574B2 (ja) 2014-05-20 2018-03-07 富士通株式会社 通信方法、通信システム及び通信装置

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2675361C1 (ru) * 2018-08-06 2018-12-19 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) Способ получения катализатора и способ гидрирования нефтеполимерных смол в его присутствии

Also Published As

Publication number Publication date
MX2008011734A (es) 2009-04-23
EP2735601B1 (en) 2021-05-05
WO2007106783A2 (en) 2007-09-20
EP1999233B1 (en) 2019-04-24
CA2646492A1 (en) 2007-09-20
US20060201854A1 (en) 2006-09-14
RU2008140315A (ru) 2010-04-20
IN2008DE07704A (en) 2008-10-24
EP2735601A1 (en) 2014-05-28
EP1999233A4 (en) 2011-04-13
CA2646492C (en) 2018-11-27
JP5437789B2 (ja) 2014-03-12
JP2009541499A (ja) 2009-11-26
MX340029B (es) 2016-06-22
CN101405370A (zh) 2009-04-08
WO2007106783A3 (en) 2007-11-22
US20090310435A1 (en) 2009-12-17
TWI360571B (en) 2012-03-21
US10941353B2 (en) 2021-03-09
EP1999233A2 (en) 2008-12-10
PL1999233T3 (pl) 2019-10-31
KR20080113228A (ko) 2008-12-29
KR101515850B1 (ko) 2015-04-29
PL2735601T3 (pl) 2021-12-27
ES2875011T3 (es) 2021-11-08
TW200734443A (ru) 2007-09-16
US10822553B2 (en) 2020-11-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2426589C2 (ru) Способы и системы смешивания для введения предшественника катализатора в сырье, содержащее тяжелую нефть
JP5318409B2 (ja) コロイドまたは分子触媒を使用して重油をアップグレードする水素化処理方法およびシステム
JP5318411B2 (ja) 固定床水素化処理方法およびシステムならびに既存の固定床システムをアップグレードする方法
US8034232B2 (en) Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
JP5318410B2 (ja) 沸騰床水素化処理方法およびシステムならびに既存の沸騰床システムをアップグレードする方法
JP6204471B2 (ja) 触媒ハイドロクラッキングおよびサーマルコーキングによって重油を改質するための方法およびシステム
US9790440B2 (en) Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker
CN117651754A (zh) 包括将重质烃原料与包含有机添加剂的催化剂前体混合的所述原料的浆态床加氢转化
CN117616104A (zh) 包括将重质烃原料与有机添加剂预混合的所述原料的浆态床加氢转化