RU2481387C2 - Улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем - Google Patents

Улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем Download PDF

Info

Publication number
RU2481387C2
RU2481387C2 RU2009148239/04A RU2009148239A RU2481387C2 RU 2481387 C2 RU2481387 C2 RU 2481387C2 RU 2009148239/04 A RU2009148239/04 A RU 2009148239/04A RU 2009148239 A RU2009148239 A RU 2009148239A RU 2481387 C2 RU2481387 C2 RU 2481387C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydroconversion
catalyst
nanodispersed
heavy
distillation
Prior art date
Application number
RU2009148239/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009148239A (ru
Inventor
Джакомо Рисполи
Джузеппе Беллусси
Николетта ПАНАРИТИ
Лоренцо ТАЛЬЯБВЕ
Original Assignee
Эни С.П.А.
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 Эни С.П.А. filed Critical Эни С.П.А.
Publication of RU2009148239A publication Critical patent/RU2009148239A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2481387C2 publication Critical patent/RU2481387C2/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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
    • 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
    • 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • C10G3/45—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof
    • C10G3/46—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • C10G3/48—Catalytic treatment characterised by the catalyst used further characterised by the catalyst support
    • C10G3/49—Catalytic treatment characterised by the catalyst used further characterised by the catalyst support containing crystalline aluminosilicates, e.g. molecular sieves
    • 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors 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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/54—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed
    • C10G3/55—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds
    • C10G3/56—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds suspended in the oil, e.g. slurries, ebullated beds
    • 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
    • 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
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • 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
    • 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
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • 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
    • C10G49/22—Separation of effluents
    • 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
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C10G2300/1014—Biomass of vegetal origin
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к способу гидроконверсии тяжелого масла, выбираемого из сырой нефти, тяжелой сырой нефти, битумов из битуминозных песков, остатков перегонки, тяжелых фракций перегонки, деасфальтированных остатков перегонки, растительных масел, масел, полученных из угля и горючих сланцев, масел, полученных термическим разложением отходов, полимеров, биомассы, включающий направление тяжелого масла в зону гидроконверсии, осуществляемой в одном или более реакторов с псевдоожиженным слоем, в которые вводят водород, в присутствии подходящего гетерогенного нанесенного катализатора гидрирования, выполненного из носителя и активной фазы, состоящей из смеси сульфидов, один из которых получен из металла, принадлежащего группе VIB, а по меньшей мере еще один получен из металла, принадлежащего группе VIII, а также подходящего катализатора гидрирования, представляющего собой катализатор на основе сульфида Мо или W, нанодиспергированный в указанном тяжелом масле, и направление потока, поступающего из зоны гидроконверсии, в зону разделения, в которой отделенную жидкую фракцию, содержащую нанодисперсный катализатор, направляют рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем. Технический результат - высокая степень гидродеазотирования и гидрообессеривания, увеличение выхода дизельной фракции. 14 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр., 2 табл.

Description

Настоящее изобретение обеспечивает улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем.
В способах, применяемых для гидроконверсии тяжелых углеводородных остатков, исходное сырье, подлежащее обработке, приводят в контакт с водородом в присутствии катализатора гидрирования в подходящих условиях температуры и давления. Степень превращения для каждого отдельного прогона никогда не является полной. Наоборот, она далека от этого до такой степени, что в промышленной практике необходимо соединять последовательно по меньшей мере два реактора, чтобы достичь степени превращения, составляющей 70%. Непревращенную фракцию исходного сырья в итоге направляют для применения в качестве топочного мазута или для других эквивалентных применений с малой экономической выгодой, иногда создающих экологические проблемы.
В данной области усовершенствование технологий с псевдоожиженным слоем для тяжелых остатков перегонки улучшило ранее существовавшие технологии с неподвижным слоем, благодаря более высокой эффективности катализатора, лучшему теплообмену и массопереносу. Нанесенный гетерогенный катализатор в гранулах, имеющих подходящую форму и миллиметровые размеры, находится во взвешенном состоянии в реакторе гидрокрекинга, поток жидкости в котором регулируют, главным образом, посредством скорости подачи потока исходного сырья и с помощью циркуляционного насоса для жидкости, находящегося внутри или вне реактора. Скорости потока регулируют таким образом, чтобы катализатор располагался в центральной области реактора, ограниченного гидравлическим затвором на входе и выходе реактора. Реакция происходит при однократном прохождении, без подачи рециклом, а продукты реакции представляют собой газ, лигроин, газойль, вакуумный газойль (ВГО) и топочный мазут.Типичные условия реакции для способа гидрокрекинга с применением реактора с псевдоожиженным слоем (см., например, "Oil & Gas Science and Technology, Rev. IFP, vol.55, 2000, Nr.4, p.397") указаны в следующей таблице:
Условия реакции стандартные предпочтительные
Содержание остатка с температурой кипения выше 524°С (975°F) в исходном сырье, мас.% 50-100 80-100
ЧОСЖ (часовая объемная скорость жидкости), ч-1 0,1-1,0 0,2-0,5
Температура реактора, °С (°F) 371-454 (700-850) 410-438 (770-820)
Парциальное давление, МПа (избыт.) (фунт/кв.дюйм (избыт.)) 3,45-24,13 (500-3500) 17,24-20,68 (2500-3000)
Парциальное давление Н2 на выходе из реактора, МПа (избыт.) (фунт/кв.дюйм (избыт.)) 10,34-17,24 (1500-2500) 12,41-14,48 (1800-2100)
Скорость подпитки катализатора, г/м3 (фунт/баррель) 86-2853 (0,03-1,0) 143-1712 (0,05-0,60)
Хотя технология с псевдоожиженным слоем улучшила технологии с неподвижным слоем, она все же имеет некоторые ограничения, т.к. в ней получается топочный мазут.
Катализатор, применяемый в технологиях с псевдоожиженным слоем, обычно состоит из оксида алюминия в качестве связующего и двух активных фаз; одна фаза отвечает за крекирующую активность, и ее можно ввести путем воздействия на состав связующего (например, SiO2 или Al2O3 или их смесей) или путем добавления второго вещества, имеющего кислотные центры (например, глины или цеолитов), а другая фаза отвечает за активность переноса водорода, достигаемую путем введения в носитель функциональных групп с применением подходящей смеси сульфидов Mo (W)/Со (Ni). Данный катализатор обладает хорошей способностью к гидрокрекингу и достаточной способностью для активации молекулярного водорода и блокирования свободных радикалов и образования смолистых продуктов, которые могут вызвать быстрое отравление катализатора или засорение некоторых секций установки. Однако ограниченная способность к активации водорода не позволяет направлять рециклом наиболее тяжелые продукты реакции, таким образом ограничивая превращение и вызывая нежелательное получение топочного мазута. Кроме того, по тем же причинам необходимо поддерживать на низком уровне концентрации твердых продуктов (прежде всего, кокса и его предшественников) в устройствах для проведения реакции. В процессах с псевдоожиженным слоем отложения твердых частиц (оцениваемый с помощью методики испытания на фильтруемость в горячем состоянии (ИФГ)) составляет менее приблизительно 0,2%, и необходимы частые вмешательства для технического обслуживания с целью удаления смолистых отложений, образующихся в различных зонах установки.
В качестве альтернативы способам гидроконверсии, основанным на применении катализаторов, нанесенных на неподвижные или псевдоожиженные слои, также были предложены способы, в которых применяют катализаторы, равномерно диспергированные в устройствах для проведения реакции (суспензия). Данные "суспензионные" способы отличаются присутствием частиц катализатора, имеющих очень маленькие, микронные и/или субмикронные, средние размеры и равномерно диспергированных в углеводородной фазе.
Катализатор, обычно применяемый в суспензионных способах, состоит из нанодисперсии пластинчатых кристаллитов молибденита (MOS2), полученных in situ в устройствах для проведения реакции из маслорастворимого соединения, подаваемого вместе с исходным сырьем (см., например, патенты IT-MI2003A000692 и IT-MI2003A000693), или ex situ путем взаимодействия подходящего соединения молибдена с H2S или с органическим сульфидом. Данный материал обладает высокой эффективностью в активации водорода и оптимальными свойствами в качестве поглотителя радикалов (Applied Catalysis A: General, 204, 2000, p.203). Основная функция данного материала фактически состоит в ограничении образования смол или пеков из органических соединений, имеющих низкое отношение Н/С, путем блокирования и ограничения диффузии свободных радикалов в устройствах для проведения реакции, таким образом предотвращая образование кокса. Однако молибденит обладает низкой активностью при крекинге и, следовательно, в суспензионных способах крекинг является, главным образом, термическим по своей природе (Applied Catalysis A: General, 204, 2000, p.215).
Кроме того, на активность катализатора сильно влияет присутствие углеродсодержащих остатков, образующихся при разложении асфальтенов.
Возможность улучшения технологий с псевдоожиженным слоем путем добавления нанодисперсного катализатора на основе MoS2 в реакционную систему, таким образом что концентрация последнего составляет от 10 до 500 ррт (частей на миллион) относительно исходного сырья, также была предложена в литературе (патент ЕР-546686, Texaco Dev. Corp., патент US 2005/0241991, Headwaters Heavy Oil LLC). Другие технологические параметры аналогичны параметрам способов с псевдоожиженным слоем: тяжелую фракцию не подают рециклом, и, следовательно, топочный мазут все еще присутствует в продуктах реакции, хотя качество нижних продуктов гидрокрекинга было улучшено с точки зрения плотности по сравнению с исходным случаем. В конфигурациях с однократным прохождением концентрацию молибденита в устройствах для проведения реакции необходимо поддерживать низкой, поскольку, в отсутствие рециркуляции, катализатор полностью расходуется.
В результате, хотя наблюдаются улучшения по сравнению с типичной конфигурацией с псевдоожиженным слоем, основная проблема данной технологии не решена полностью.
Теперь неожиданно обнаружили способ, который можно применять к тяжелым маслам, выбираемым из сырой нефти, тяжелой сырой нефти, битума из битуминозных песков, остатков перегонки, тяжелых фракций перегонки, деасфальтированных остатков перегонки, растительных масел, масел, полученных из угля и горючих сланцев, масел, полученных термическим разложением отходов, полимеров, биомассы, и который по существу решает проблемы, возникающие до настоящего времени в способах гидрокрекинга с псевдоожиженным слоем для превращения тяжелых остатков в дистилляты путем модификации типичной схемы способа с псевдоожиженным слоем посредством добавления в реактор секции рециркуляции непревращенной тяжелой фракции, полученной из нижней части ректификационной колонны или другого устройства для разделения жидкости/пара.
Способ гидроконверсии тяжелых масел, являющийся предметом настоящего изобретения, включает направление тяжелых масел в зону гидроконверсии, осуществляемой в одном или более реакторов с псевдоожиженным слоем, в которые вводят водород, в присутствии подходящего гетерогенного нанесенного катализатора гидрирования, выполненного из носителя и активной фазы, состоящей из смеси сульфидов, один из которых получен из металла, принадлежащего группе VIB, а по меньшей мере еще один получен из металла, принадлежащего группе VIII, и подходящего катализатора гидрирования, представляющего собой катализатор на основе сульфида Мо или W, нанодиспергированный в указанной тяжелой нефти, и направление потока, выходящего из зоны гидроконверсии, в зону разделения, в которой отделенную жидкую фракцию, содержащую нанодисперсный катализатор, направляют рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем.
Зона разделения, в которую направляют поток, выходящий из зоны гидроконверсии, который представляет собой либо жидкую, либо жидкую/паровую фазу, может включать одну или более стадий атмосферной и/или вакуумной перегонки и/или одну или более стадий мгновенного испарения, посредством чего осуществляют отделение различных фракций, образующихся при реакции гидроконверсии, от остатка перегонки или от жидкости, образующейся на единственной или последней стадии мгновенного испарения, которую направляют рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем.
Зона разделения, в которую направляют поток, выходящий из зоны гидроконверсии, если он представляет собой паровую фазу, может включать один или более сепараторов высокого давления.
В общем случае необходимо осуществлять продувку подаваемого рециклом потока, чтобы предотвратить накопление чрезмерно высокой концентрации сульфидов металлов, получаемых в результате деметаллирования, что может отрицательно влиять на технологические характеристики способа (не только в реакторе гидрообработки, но также и в нижних частях колонн, в сепараторах, насосах и трубах). Очевидно, что во время продувки катализатор также, к сожалению, изымается из цикла реакции, и, следовательно, его содержание необходимо постоянно восстанавливать соответствующим образом.
Гетерогенный катализатор гидрирования, типичный для псевдоожиженных слоев, состоит из носителя и активной фазы. Обычно применяют носитель на основе оксида алюминия, диоксида кремния или их смесей, имеющий подходящую пористость. Активная фаза в общем случае состоит из двух компонентов. Первый компонент, присутствующий всегда, представляет собой смесь сульфидов, один из которых получен из металла, принадлежащего группе VIB (предпочтительно, Mo), а по меньшей мере еще один получен из металла, принадлежащего группе VIII (предпочтительно, Ni или Со). Вначале металлы осаждают на носитель в виде оксидов, а затем их превращают в сульфиды, являющиеся активными в данной реакции. Второй компонент состоит из кислотных центров, введенных либо путем соответствующего регулирования состава носителя, либо путем добавления к носителю второй фазы, такой как, например, цеолит или глина.
Предпочтительной является активная фаза, включающая в качестве первого или единственного компонента смесь сульфидов, один из которых получен из молибдена, а другой из Ni или Со.
Нанодисперсный катализатор гидрирования, добавленный в свежее исходное сырье в таком количестве, чтобы обеспечить достаточную степень активации водорода в реакторе, представляет собой катализатор на основе сульфида Мо или W, и его можно получить in situ из разлагаемого маслорастворимого предшественника или ex situ, и он может содержать один или более переходных металлов.
Подпитку нанодисперсного катализатора осуществляют вместе с подачей свежего исходного сырья, чтобы восстановить содержание нанодисперсного катализатора, выпускаемого при продувке.
Присутствие нанодисперсного катализатора в оптимальной концентрации, в добавление к ограничению образования смол или смолистых веществ, предоставляет возможность смягчения проблемы отложений твердых частиц (определяемого с помощью ИФГ) и ограничивает отравление нанесенного гетерогенного катализатора. Таким образом, можно извлечь пользу из более высокой крекирующей активности и, в то же время, это предоставляет возможность направления рециклом наиболее тяжелых фракций в реактор, тем самым предотвращая выработку топочного мазута. Гетерогенный нанесенный катализатор сосредотачивают в центральной секции реактора гидрокрекинга, как в традиционных псевдоожиженных слоях, тогда как нанодисперсный катализатор на основе сульфида Мо или W циркулирует вместе с жидкостью через разные секции установки, и его направляют рециклом в реактор. Данное решение предоставляет возможность достижения очень высокой степени превращения, наряду с лучшим качеством продуктов по сравнению как с реакторами с псевдоожиженным слоем, так и с суспензионными реакторами.
Данный вариант предоставляет возможность полного использования преимуществ сочетания двух технологий (систем с псевдоожиженным слоем и суспензионных систем), таким образом обеспечивая новый и улучшенный способ, в котором применяют положительные аспекты гетерогенного нанесенного катализатора, типичного для технологии с псевдоожиженным слоем, и нанодисперсного катализатора, типичного для суспензионной технологии.
Способ по настоящему изобретению также можно применять для модернизации существующей установки с псевдоожиженным слоем с применением существующего оборудования, только осуществляя модификации для введения диспергированного дополнительного катализатора, отделения продуктов и рециркуляции наиболее тяжелых продуктов в реакторе гидрокрекинга.
Систему с псевдоожиженным слоем можно применять согласно методике и условиям, типичным для известного уровня техники (см., например, "Oil & Gas Science and Technology, Rev. IFP, vol.55, 2000, Nr. 4, p.397").
Концентрация переходного металла в нанодисперсном катализаторе в исходном сырье, включающем рециркулируемый поток, подаваемом в зону гидроконверсии, составляет от 10 до 30000 ppm (частей на миллион), предпочтительно, от 1000 до 20000 ppm (частей на миллион).
Применяемый(е) реактор(ы) предпочтительно эксплуатируют при давлении водорода или смеси водорода и сероводорода, составляющем от 10,13 до 20,27 МПа (от 100 до 200 атм.), в интервале температур от 360 до 480°С. Газовая смесь, состоящая из водорода и рециркулируемого газа, поступает в реактор сверху и распределяется через каталитический слой посредством подходящего распределителя особой конструкции (решетчатая пластина).
Требуемая степень продувки зависит от скорости, с которой образуются кокс и сульфиды металлов, и от концентрации твердых частиц в реакционной среде в стационарном состоянии. Действуя согласно описанному способу, осуществляемую продувку можно поддерживать на уровне ниже 10% относительно подачи исходного сырья.
Возможные стадии перегонки в секции разделения, в которую направляют поток, выходящий из зоны гидроконверсии, можно осуществлять при пониженном давлении, составляющем, предпочтительно, от 0,001 до 0,5 МПа, более предпочтительно, от 0,01 до 0,3 МПа.
Далее представлено описание предпочтительного воплощения настоящего изобретения с помощью Фиг.1, что, однако, не следует рассматривать как ограничение объема защиты изобретения.
Свежее тяжелое исходное сырье (1) смешивают со свежим катализатором (2) и направляют (3) в реактор (Е) гидроконверсии с псевдоожиженным слоем, в котором присутствует нанесенный гетерогенный катализатор.
Поток (4), содержащий продукты реакции и нанодисперсный катализатор, выходит из указанного реактора (Е), и его направляют в разделительную колонну (S), чтобы отделить продукты (5) от жидкой фракции, содержащей нанодисперсный катализатор (6), которую направляют рециклом (7), после продувки (8), в реактор гидроконверсии.
Пример 1
Экспериментальные испытания проводили на опытной установке, которая представлена на Фиг.1. Реакторы с псевдоожиженным слоем работали при типичных условиях эксплуатации.
На опытной установке проводили три сравнительных испытания:
- испытание А: поток тяжелых нижних продуктов из колонны для вакуумной перегонки направляли рециклом в реактор и применяли только суспензионный катализатор. Во время данного испытания не применяли никаких других катализаторов.
- испытание В: поток тяжелых нижних продуктов из колонны для вакуумной перегонки направляли рециклом в реактор и применяли два катализатора: суспензионный катализатор и промышленный катализатор в псевдоожиженных слоях.
- испытание С: поток тяжелых нижних продуктов из колонны для вакуумной перегонки направляли рециклом в реактор и применяли только промышленный катализатор в псевдоожиженных слоях.
Вакуумный остаток, являющийся сырьем для экспериментальных испытаний, получали из нефти Basrah Light. Характеристики сырья приведены в таблице 1.
Таблица 1.
Характеристики вакуумного остатка (ВО) Basrah Light.
Углерод мас.% 83,45
Водород мас.% 10,07
Азот мас.% 0,38
Сера мас.% 4,82
С5 и т.д. мас.% 16,5
Остаток микронных частиц углерода (MCRT)* мас.% 24,77
Доля веществ, нерастворимых в тетрагидрофуране (THFi)** мас.% <0,1
Mo wppm (мас.частей на миллион) 1795
Никель wppm (мас.частей на миллион) 45
Ванадий wppm (мас.частей на миллион) 153
Плотность при 15°С кг/м3 1031,4
5% °С 524
10% °С 540
20% °С 562
30% °С 581
40% °С 598
50% °С 615,5
60% °С 634
70% °С 653
80% °С 674,5
90% °С 698,5
95% °С 711,5
* метод аналогичен известному методу определения остаточного углерода по Конрадсону
** то есть твердых веществ
В качестве дисперсионного катализатора использовали высокодисперсный дисульфид молибдена (MoS2), полученный in situ из маслорастворимого молибденсодержащего предшественника. Средний радиальный размер кристаллитов MoS2 составляет 2-4 нм, эти кристаллиты склонны к агрегации в кластеры средних размеров 150-200 нм.
В качестве промышленных катализаторов использовали NiMo/Al2O3 (в виде гранул).
Рабочие условия, выход продуктов и производительности гидродеазотирования (ГДА) и гидродесульфурирования (ГДС) приведены в таблице 2.
Таблица 2.
Рабочие условия, выход продуктов и производительности ГДН и ГДС
  Испытание А Испытание В Испытание С
Режим работы      
Температура, °С 430 400 400
Полное давление, МПа (избыт.) (бар (избыт.)) 14 (140) 14(140) 14 (140)
Объемно-массовая часовая скорость жидкости (WHSV), ч-1 (1) - 0,51 0,49
Среднее время пребывания, ч 4,3 3,9 4,1
Концентрация Мо (2) 1000 1000 -
Время работы, сутки 30 30 6(3)
 
Распределение продуктов, мас.%      
H2S 4,0 3,7 (4)
С1-С4 8,9 9,6 (4)
Р1-170°С 9,3 6,9 (4)
170-350°С 33,6 44,3 (4)
350-500°С 44,1 35,5 (4)
 
Гидродеазотирование (ГДН) 30,0 56,3 (4)
Гидродесульфурирование (ГОС) 74,0 88,0 (4)
(1) В расчете на загрузку катализатора в псевдоожиженном слое
(2) Концентрация в жидком сырье, подаваемом в реакторы
(3) Испытание остановили вследствие деактивации катализатора в псевдоожиженном слое
(4) Выход продуктов не определяли из-за постоянной деактивации катализатора в псевдоожиженном слое
Данные, полученные в испытании В, с применением суспензионного катализатора и промышленного катализатора в псевдоожиженном слое, показали значительно более высокую степень гидродеазотирования (ГДА) и более высокую степень гидродесульфурирования (ГДС) по сравнению с результатами испытания А, полученными с применением только суспензионного катализатора. Кроме того, в испытании В было получено распределение выхода продуктов, аналогичное распределению выхода продуктов в испытании А, и с более высоким выходом дизельной фракции при атмосферной перегонке, но при менее жестком режиме работы, т.е. при температуре реактора, которая ниже на 30°С.

Claims (15)

1. Способ гидроконверсии тяжелого масла, выбираемого из сырой нефти, тяжелой сырой нефти, битумов из битуминозных песков, остатков перегонки, тяжелых фракций перегонки, деасфальтированных остатков перегонки, растительных масел, масел, полученных из угля и горючих сланцев, масел, полученных термическим разложением отходов, полимеров, биомассы, включающий направление тяжелого масла в зону гидроконверсии, осуществляемой в одном или более реакторов с псевдоожиженным слоем, в которые вводят водород, в присутствии подходящего гетерогенного нанесенного катализатора гидрирования, выполненного из носителя и активной фазы, состоящей из смеси сульфидов, один из которых получен из металла, принадлежащего группе VIB, а по меньшей мере еще один получен из металла, принадлежащего группе VIII, а также подходящего катализатора гидрирования, представляющего собой катализатор на основе сульфида Мо или W, нанодиспергированный в указанном тяжелом масле, и направление потока, поступающего из зоны гидроконверсии, в зону разделения, в которой отделенную жидкую фракцию, содержащую нанодисперсный катализатор, направляют рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем.
2. Способ по п.1, где зона разделения, в которую направляют поток, выходящий из зоны гидроконверсии, если он представляет собой жидкую или смешанную жидкую/паровую фазу, включает одну или более стадий атмосферной и/или вакуумной перегонки и/или одну или более стадий мгновенного испарения, посредством чего осуществляют отделение различных фракций, образующихся при реакции гидроконверсии, от остатка перегонки или от жидкости, покидающей единственную или последнюю стадию мгновенного испарения, которую направляют рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем.
3. Способ по п.1, где зона разделения, в которую направляют поток, выходящий из зоны гидроконверсии, если он представляет собой паровую фазу, включает один или более сепараторов высокого давления.
4. Способ по п.1, где осуществляют продувку отделенной жидкой фракции, содержащей нанодисперсный катализатор, направляемой рециклом в реактор(ы) с псевдоожиженным слоем.
5. Способ по п.1, где нанодисперсный катализатор гидрирования можно получить in situ из разлагаемого маслорастворимого предшественника, или ex situ.
6. Способ по п.1, где нанодисперсный катализатор гидрирования дополнительно содержит один или более из других переходных металлов.
7. Способ по п.1, где концентрация катализатора гидрирования, нанодиспергированного в исходном сырье, включающем рециркулируемый поток, подаваемом в зону гидроконверсии, определенная в расчете на концентрацию присутствующего(их) металла(ов), составляет от 10 до 30000 ppm (частей на миллион).
8. Способ по п.7, где концентрация катализатора гидрирования, нанодиспергированного в исходном сырье, включающем рециркулируемый поток, подаваемом в зону гидроконверсии, составляет от 3000 до 20000 ррm (частей на миллион).
9. Способ по п.1, где металл, принадлежащий группе VIB, представляет собой молибден.
10. Способ по п.1, где металл, принадлежащий группе VIII, выбирают из Ni и Со.
11. Способ по п.1, где активная фаза состоит из смеси сульфидов, один из которых получен из молибдена, а другой получен из Ni или Со.
12. Способ по п.1 или 11, где активная фаза также состоит из кислотных центров, введенных либо путем соответствующего регулирования состава носителя, либо путем добавления второй фазы к носителю.
13. Способ по п.1, где реакции гидроконверсии в псевдоожиженных слоях протекают при температуре от 360 до 480°С и при давлении от 10,13 до 20,27 МПа (от 100 до 200 атм).
14. Способ по п.2, где стадии перегонки осуществляют при пониженном давлении, составляющем от 0,001 до 0,5 МПа.
15. Способ по п.14, где стадии перегонки осуществляют при пониженном давлении, составляющем от 0,01 до 0,3 МПа.
RU2009148239/04A 2007-06-14 2008-06-09 Улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем RU2481387C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ITMI2007A001198 2007-06-14
IT001198A ITMI20071198A1 (it) 2007-06-14 2007-06-14 Procedimento migliorato per l'idroconversione di oli pesanti con sistemi a letto ebullato
PCT/EP2008/004680 WO2008151792A1 (en) 2007-06-14 2008-06-09 Enhanced process for the hydroconversion of heavy oils through ebullated-bed systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009148239A RU2009148239A (ru) 2011-07-20
RU2481387C2 true RU2481387C2 (ru) 2013-05-10

Family

ID=39764728

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009148239/04A RU2481387C2 (ru) 2007-06-14 2008-06-09 Улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем

Country Status (13)

Country Link
US (2) US20110005976A1 (ru)
EP (1) EP2155835B1 (ru)
AP (1) AP3356A (ru)
CA (1) CA2690546A1 (ru)
EG (1) EG26854A (ru)
ES (1) ES2823732T3 (ru)
HU (1) HUE052453T2 (ru)
IT (1) ITMI20071198A1 (ru)
MA (1) MA31566B1 (ru)
PL (1) PL2155835T3 (ru)
PT (1) PT2155835T (ru)
RU (1) RU2481387C2 (ru)
WO (1) WO2008151792A1 (ru)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614140C1 (ru) * 2016-03-09 2017-03-23 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти
RU2620087C1 (ru) * 2016-06-03 2017-05-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) Способ получения высококачественной синтетической нефти
RU2634727C2 (ru) * 2013-04-22 2017-11-03 Эни С.П.А. Способ обработки тяжелого остатка на основе углеводородов
RU2641914C1 (ru) * 2016-11-23 2018-01-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) Способ получения углеводородных продуктов из керогенсодержащих пород
RU2654478C2 (ru) * 2014-02-12 2018-05-21 Ламмус Текнолоджи Инк. Переработка остатка вакуумной дистилляции нефти и вакуумного газойля в системах реакторов с кипящим слоем
RU2709813C1 (ru) * 2016-10-28 2019-12-23 Эни С.П.А. Устройство и способ гидроконверсии тяжелых нефтепродуктов
RU2763007C2 (ru) * 2017-12-22 2021-12-24 Аксенс Спиральный теплообменник для гидрообработки или гидроконверсии
RU2765834C2 (ru) * 2017-12-22 2022-02-03 Аксенс Спиральный теплообменник для гидрообработки или гидроконверсии
RU2805551C2 (ru) * 2018-12-21 2023-10-19 Эни С.П.А. Способ гидроконверсии полимерной смеси

Families Citing this family (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ITMI20071044A1 (it) * 2007-05-23 2008-11-24 Eni Spa Sistema e procedimento per l'idroconversione di oli pesanti
FR2919299B1 (fr) * 2007-07-25 2009-10-09 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion en lit bouillonnant de charges d'origine bio-renouvelable pour la production de bases carburants.
US7915460B2 (en) 2007-09-20 2011-03-29 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with heat integration
US7982078B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with selective separation of converted oxygen
US7999143B2 (en) 2007-09-20 2011-08-16 Uop Llc Production of diesel fuel from renewable feedstocks with reduced hydrogen consumption
US7982076B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US7982075B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with lower hydrogen consumption
US7999142B2 (en) 2007-09-20 2011-08-16 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US7982077B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with selective separation of converted oxygen
US8003834B2 (en) 2007-09-20 2011-08-23 Uop Llc Integrated process for oil extraction and production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US8742183B2 (en) 2007-12-21 2014-06-03 Uop Llc Production of aviation fuel from biorenewable feedstocks
US8039682B2 (en) 2008-03-17 2011-10-18 Uop Llc Production of aviation fuel from renewable feedstocks
US8193400B2 (en) 2008-03-17 2012-06-05 Uop Llc Production of diesel fuel from renewable feedstocks
US8198492B2 (en) 2008-03-17 2012-06-12 Uop Llc Production of transportation fuel from renewable feedstocks
US8193399B2 (en) 2008-03-17 2012-06-05 Uop Llc Production of diesel fuel and aviation fuel from renewable feedstocks
US8058492B2 (en) 2008-03-17 2011-11-15 Uop Llc Controlling production of transportation fuels from renewable feedstocks
MY150287A (en) 2008-04-06 2013-12-31 Uop Llc Fuel and fuel blending components from biomass derived pyrolysis oil
US8329968B2 (en) 2008-04-06 2012-12-11 Uop Llc Production of blended gasoline aviation and diesel fuels from renewable feedstocks
US8329967B2 (en) 2008-04-06 2012-12-11 Uop Llc Production of blended fuel from renewable feedstocks
US8324438B2 (en) 2008-04-06 2012-12-04 Uop Llc Production of blended gasoline and blended aviation fuel from renewable feedstocks
ITMI20081061A1 (it) * 2008-06-11 2009-12-12 Eni Spa Sistema catalitico e procedimento per l'idroconversione di prodotti petroliferi pesanti
US8766025B2 (en) 2008-06-24 2014-07-01 Uop Llc Production of paraffinic fuel from renewable feedstocks
US8304592B2 (en) 2008-06-24 2012-11-06 Uop Llc Production of paraffinic fuel from renewable feedstocks
US7982079B2 (en) 2008-09-11 2011-07-19 Uop Llc Integrated process for production of diesel fuel from renewable feedstocks and ethanol denaturizing
US8921627B2 (en) 2008-12-12 2014-12-30 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks using non-flashing quench liquid
US8471079B2 (en) 2008-12-16 2013-06-25 Uop Llc Production of fuel from co-processing multiple renewable feedstocks
US8283506B2 (en) 2008-12-17 2012-10-09 Uop Llc Production of fuel from renewable feedstocks using a finishing reactor
US8314274B2 (en) 2008-12-17 2012-11-20 Uop Llc Controlling cold flow properties of transportation fuels from renewable feedstocks
US8471081B2 (en) 2009-12-28 2013-06-25 Uop Llc Production of diesel fuel from crude tall oil
WO2011091201A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8597499B2 (en) 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526165A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
WO2011091206A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
CA2785449A1 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526061B1 (en) 2010-01-21 2015-09-16 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
WO2011091210A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8597608B2 (en) 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Manganese tetrathiotungstate material
SG181824A1 (en) 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2525906A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material
EP2526166A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
EP2526060B1 (en) 2010-01-21 2014-06-18 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
US8409541B2 (en) 2010-01-21 2013-04-02 Shell Oil Company Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material
EP2526170A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
US8691080B2 (en) 2010-06-10 2014-04-08 Uop Llc Slurry hydrocracking apparatus or process
US8815184B2 (en) 2010-08-16 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Process for separating and recovering metals
US8858784B2 (en) 2010-12-10 2014-10-14 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
SG190425A1 (en) 2010-12-10 2013-07-31 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2012078836A1 (en) 2010-12-10 2012-06-14 Shell Oil Company Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst
EP2654948A4 (en) 2010-12-20 2015-02-11 Chevron Usa Inc HYDROPROCESSING CATALYSTS AND MANUFACTURING METHOD THEREFOR
FR2969648B1 (fr) * 2010-12-24 2014-04-11 Total Raffinage Marketing Procede de conversion de charge hydrocarbonee comprenant une huile de schiste par hydroconversion en lit bouillonnant, fractionnement par distillation atmospherique, et hydrocraquage
FR2969651B1 (fr) * 2010-12-24 2014-02-21 Total Raffinage Marketing Procede de conversion de charge hydrocarbonee comprenant une huile de schiste par decontamination, hydroconversion en lit bouillonnant, et fractionnement par distillation atmospherique
US8900443B2 (en) 2011-04-07 2014-12-02 Uop Llc Method for multi-staged hydroprocessing using quench liquid
US8841495B2 (en) 2011-04-18 2014-09-23 Gas Technology Institute Bubbling bed catalytic hydropyrolysis process utilizing larger catalyst particles and smaller biomass particles featuring an anti-slugging reactor
ITMI20111626A1 (it) 2011-09-08 2013-03-09 Eni Spa Sistema catalitico e procedimento per l'idroconversione totale degli oli pesanti
WO2013126362A2 (en) * 2012-02-21 2013-08-29 4CRGroup LLC Two-zone, close-coupled, heavy oil hydroconversion process utilizing an ebullating bed first zone
US9932529B2 (en) * 2012-03-23 2018-04-03 Indian Oil Corporation Ltd. Process for manufacturing of rubber process oils with extremely low carcinogenic polycyclic aromatics compounds
US9598645B2 (en) 2012-03-30 2017-03-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Coprocessing of biofeeds with group VI metal catalysts
US9464238B2 (en) 2012-03-30 2016-10-11 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of olefinic diesel, lubricants, and propylene
US9708544B2 (en) 2012-03-30 2017-07-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of olefinic diesel and corresponding oligomers
ITMI20122253A1 (it) * 2012-12-28 2014-06-29 Eni Spa Procedimento integrato per la produzione di biocarburanti da rifiuti solidi urbani
US9080113B2 (en) 2013-02-01 2015-07-14 Lummus Technology Inc. Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels
US8815185B1 (en) 2013-03-04 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals
US9650312B2 (en) 2013-03-14 2017-05-16 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and hydrotreating
ITMI20131137A1 (it) 2013-07-05 2015-01-06 Eni Spa Procedimento per la raffinazione del greggio
FR3011842B1 (fr) * 2013-10-10 2015-12-18 IFP Energies Nouvelles Procede optimise de conversion de la biomasse avec ajout de catalyseur disperse
FR3027912B1 (fr) * 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage
PT3237579T (pt) 2014-12-23 2018-12-17 Eni Spa Sistema e processo para aumentar a capacidade de conversão de óleos pesados
US11414608B2 (en) 2015-09-22 2022-08-16 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Upgraded ebullated bed reactor used with opportunity feedstocks
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
FR3052368A1 (fr) 2016-06-09 2017-12-15 Rhodia Operations Procede de preparation d'un catalyseur a base de sulfure de molybdene
IT201600122525A1 (it) 2016-12-02 2018-06-02 Eni Spa Procedimento per la produzione di lipidi e altri composti organici da biomassa
US11732203B2 (en) 2017-03-02 2023-08-22 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling
WO2019115919A1 (fr) 2017-12-13 2019-06-20 Rhodia Operations Composition à base de molybdène
CN109111935B (zh) * 2018-09-12 2020-07-17 上海工程技术大学 基于富甲烷混合气的油页岩循环流化床干馏方法及系统
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
CN111229141B (zh) * 2020-02-04 2021-11-30 浙江晨倩助剂有限公司 一种用于精准控制催化反应的装置及其使用方法
CN111909720A (zh) * 2020-08-08 2020-11-10 易高生物化工科技(张家港)有限公司 一种废弃动植物油脂的加氢处理方法
CN114426778B (zh) * 2020-10-29 2022-12-16 中国石油化工股份有限公司 一种沥青组合物及其制备方法
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU508165A3 (ru) * 1972-08-23 1976-03-25 Юниверсал Ойл Продактс Компани (Фирма) Способ переработки углеводородного сырь
US5932090A (en) * 1995-05-26 1999-08-03 Snamprogetti S.P.A. Process for the conversion of heavy crude oils and distillation residues to distillates
US6436279B1 (en) * 2000-11-08 2002-08-20 Axens North America, Inc. Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics
US20060054533A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
RU2298579C2 (ru) * 2001-07-06 2007-05-10 Эни С.П.А. Способ конверсии тяжелого сырья, такого как тяжелые сырые нефти и кубовые остатки

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001076741A1 (en) * 2000-04-11 2001-10-18 Akzo Nobel N.V. Process for sulphiding an additive-containing catalyst
ITMI20032207A1 (it) * 2003-11-14 2005-05-15 Enitecnologie Spa Procedimento integrato per la conversione di cariche contenenti carbone in prodotti liquidi.
RU2385346C2 (ru) 2004-04-28 2010-03-27 Хедуотерс Хэви Ойл, Ллс Способ обработки с использованием водорода и система для обогащения тяжелой нефти с использованием коллоидного или молекулярного катализатора
ES2585891T3 (es) 2004-04-28 2016-10-10 Headwaters Heavy Oil, Llc Métodos y sistemas de hidroprocesamiento en lecho en ebullición
ITMI20071044A1 (it) * 2007-05-23 2008-11-24 Eni Spa Sistema e procedimento per l'idroconversione di oli pesanti

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU508165A3 (ru) * 1972-08-23 1976-03-25 Юниверсал Ойл Продактс Компани (Фирма) Способ переработки углеводородного сырь
US5932090A (en) * 1995-05-26 1999-08-03 Snamprogetti S.P.A. Process for the conversion of heavy crude oils and distillation residues to distillates
US6436279B1 (en) * 2000-11-08 2002-08-20 Axens North America, Inc. Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics
RU2298579C2 (ru) * 2001-07-06 2007-05-10 Эни С.П.А. Способ конверсии тяжелого сырья, такого как тяжелые сырые нефти и кубовые остатки
US20060054533A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2634727C2 (ru) * 2013-04-22 2017-11-03 Эни С.П.А. Способ обработки тяжелого остатка на основе углеводородов
RU2654478C2 (ru) * 2014-02-12 2018-05-21 Ламмус Текнолоджи Инк. Переработка остатка вакуумной дистилляции нефти и вакуумного газойля в системах реакторов с кипящим слоем
US10208261B2 (en) 2014-02-12 2019-02-19 Lummus Technology Inc. Processing vacuum residuum and vacuum gas oil in ebullated bed reactor systems
US10894922B2 (en) 2014-02-12 2021-01-19 Lummus Technology Inc. Processing vacuum residuum and vacuum gas oil in ebullated bed reactor systems
RU2614140C1 (ru) * 2016-03-09 2017-03-23 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти
RU2620087C1 (ru) * 2016-06-03 2017-05-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) Способ получения высококачественной синтетической нефти
RU2709813C1 (ru) * 2016-10-28 2019-12-23 Эни С.П.А. Устройство и способ гидроконверсии тяжелых нефтепродуктов
RU2641914C1 (ru) * 2016-11-23 2018-01-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) Способ получения углеводородных продуктов из керогенсодержащих пород
RU2763007C2 (ru) * 2017-12-22 2021-12-24 Аксенс Спиральный теплообменник для гидрообработки или гидроконверсии
RU2765834C2 (ru) * 2017-12-22 2022-02-03 Аксенс Спиральный теплообменник для гидрообработки или гидроконверсии
RU2805551C2 (ru) * 2018-12-21 2023-10-19 Эни С.П.А. Способ гидроконверсии полимерной смеси

Also Published As

Publication number Publication date
ITMI20071198A1 (it) 2008-12-15
US20110005976A1 (en) 2011-01-13
AP3356A (en) 2015-07-31
EP2155835B1 (en) 2020-07-15
HUE052453T2 (hu) 2021-04-28
US20140155663A1 (en) 2014-06-05
WO2008151792A1 (en) 2008-12-18
EG26854A (en) 2014-11-02
AP2010005101A0 (en) 2010-02-28
CA2690546A1 (en) 2008-12-18
MA31566B1 (fr) 2010-08-02
PT2155835T (pt) 2020-10-15
RU2009148239A (ru) 2011-07-20
EP2155835A1 (en) 2010-02-24
PL2155835T3 (pl) 2021-02-08
ES2823732T3 (es) 2021-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2481387C2 (ru) Улучшенный способ гидроконверсии тяжелых масел посредством систем с псевдоожиженным слоем
RU2525470C2 (ru) Каталитическая система и способ гидропереработки тяжелых масел
US5779992A (en) Process for hydrotreating heavy oil and hydrotreating apparatus
KR101917198B1 (ko) 수소화처리 촉매 및 이의 제조방법
TWI600679B (zh) 處理用於生產具有低含量的硫的燃油之石油原料的整合製程
AU2014212784B2 (en) Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels
US8435400B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US3730880A (en) Residual oil hydrodesulfurization process
US20230272293A1 (en) Method for processing pyrolysis oils from plastics and/or solid recovered fuels loaded with impurities
US20110017637A1 (en) Systems and Methods for Producing a Crude Product
US7943036B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
KR20110076940A (ko) 원유제품의 제작 시스템 및 방법
US7931797B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US3880598A (en) Residual oil hydrodesulfurization apparatus
US20130126392A1 (en) Slurry bed hydroprocessing and system using feedstock containing dissolved hydrogen
US20150329790A1 (en) Systems and methods for producing a crude product
CN111788286A (zh) 包括深度加氢转化步骤和脱沥青步骤的改善的渣油转化方法
US8236169B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US20240240091A1 (en) Integrated method for processing pyrolysis oils of plastics and/or solid recovered fuels loaded with impurities
RU2804466C2 (ru) Усовершенствованный способ конверсии остатков, включающий в себя этапы гидроконверсии в подвижном слое и этап деасфальтизации
CN115838607A (zh) 不同馏程煤液化油分区反应产物联合回收的加氢稳定方法
JP2024539059A (ja) プラスチックおよび／または固体回収物燃料からの不純物充填熱分解油の処理方法
CN117616105A (zh) 包括将重质烃原料与有机添加剂预混合的所述原料的混合沸腾-夹带床加氢转化
TW202432625A (zh) 在基於雙功能沸石之催化劑存在下且藉由硫促進之塑膠進料之加氫轉化
CN117616106A (zh) 包括将所述原料与含有有机添加剂的催化剂前体混合的重质烃原料的混合沸腾-夹带床加氢转化