RU2517185C2 - Способ гидрообработки углеводородного топлива - Google Patents
Способ гидрообработки углеводородного топлива Download PDFInfo
- Publication number
- RU2517185C2 RU2517185C2 RU2009133698/04A RU2009133698A RU2517185C2 RU 2517185 C2 RU2517185 C2 RU 2517185C2 RU 2009133698/04 A RU2009133698/04 A RU 2009133698/04A RU 2009133698 A RU2009133698 A RU 2009133698A RU 2517185 C2 RU2517185 C2 RU 2517185C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen
- stream
- gas
- carbon dioxide
- gaseous
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 66
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 66
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 93
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 89
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 87
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 80
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 70
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 69
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 41
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 40
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 37
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 30
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 20
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 13
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 54
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 54
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000000047 product Substances 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 5
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 5
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 5
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- -1 reforming plants Chemical class 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 3
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 2
- 208000016444 Benign adult familial myoclonic epilepsy Diseases 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- DUDJJJCZFBPZKW-UHFFFAOYSA-N [Ru]=S Chemical compound [Ru]=S DUDJJJCZFBPZKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- BIGPRXCJEDHCLP-UHFFFAOYSA-N ammonium bisulfate Chemical compound [NH4+].OS([O-])(=O)=O BIGPRXCJEDHCLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 description 1
- 235000014121 butter Nutrition 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- IYRDVAUFQZOLSB-UHFFFAOYSA-N copper iron Chemical compound [Fe].[Cu] IYRDVAUFQZOLSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 208000016427 familial adult myoclonic epilepsy Diseases 0.000 description 1
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 description 1
- ZGNITFSDLCMLGI-UHFFFAOYSA-N flubendiamide Chemical compound CC1=CC(C(F)(C(F)(F)F)C(F)(F)F)=CC=C1NC(=O)C1=CC=CC(I)=C1C(=O)NC(C)(C)CS(C)(=O)=O ZGNITFSDLCMLGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 235000015277 pork Nutrition 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenemolybdenum Chemical class [Mo]=S PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCUPBHGRVHYPQC-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenetungsten Chemical class [W]=S XCUPBHGRVHYPQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
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
- 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
- C10G49/007—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 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
-
- 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
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
- C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
- C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
-
- 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
-
- 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
- C10G3/50—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
- C10G3/52—Hydrogen in a special composition or from a special source
-
- 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
-
- 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
- C10G45/24—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen-generating compounds
- C10G45/28—Organic compounds; Autofining
-
- 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
- C10G49/18—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 in the presence of hydrogen-generating compounds, e.g. ammonia, water, hydrogen sulfide
- C10G49/20—Organic 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including at least two different refining steps in the absence of hydrogen
-
- 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
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- 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
-
- 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
- C10G2300/44—Solvents
-
- 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
- C10G2300/805—Water
- C10G2300/807—Steam
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
-
- 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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу гидрообработки углеводородного топлива. Изобретение касается способа, включающего образование подлежащего обработке углеводородного сырья соединением углеводородного сырья, содержащего возобновляемое органическое вещество, с потоком водорода и направления его на стадию гидрообработки контактированием названного углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним неподвижным слоем катализатора гидрообработки. Выходящий поток подают в горячий сепаратор с извлечением из горячего сепаратора верхней фракции и нижней фракции со дна сепаратора. Верхнюю фракцию подают на стадию конверсии водяного газа и выходящий поток направляют в холодный сепаратор для извлечения из холодного сепаратора газообразной верхней фракции, в виде обогащенного водородом потока газа, направляемого на рециркуляцию. Газообразную верхнюю фракцию подают в установку рекуперации сероводорода с извлечением из названной установки рекуперации газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода, который возвращают в процесс. Технический результат - гидрообработка углеводородного топлива с одновременным получением водорода при проведении способа, что позволяет снизить потребность в свежем водороде на стадии гидрообработки. 8 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл., 2 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к технологии очистки сырья из нефтепродуктов, особенно, к способу гидрообработки углеводородного топлива.
В процессе переработки сырья из нефтепродуктов используют стадии гидрообработки для удаления примесей, таких как сера и азот. Идущее на переработку углеводородное сырье и, в особенности, тяжелые углеводороды, такие как нефтепродукты и дизельное топливо, обычно содержат органические соединения серы и азота, которые на последующих стадиях представляют собой нежелательные примеси вследствие их негативного влияния на каталитическую активность. Кроме того, требования по экологической защите окружающей среды налагают обязательства на производство чрезвычайно чистых транспортируемых топлив с очень низким содержанием серы, например, таким как 10 частей на миллион общего содержания серы в дизельном топливе. Поэтому примеси серы и азота подвергают гидрогенизации в процессе гидрообработки с образованием сероводорода и аммиака перед их обработкой на последующей стадии гидрообработки, на которой в зависимости от используемого идущего на переработку углеводородного сырья их ценность может быть увеличена посредством перегруппировки молекул, например, посредством гидрокрекинга.
Необходимый в процессе гидрообработки водород обычно получают в самом процессе смешением углеводородного топлива с полученным в процессе обогащенном водородом рециркулирующим газом. Дополнительно водород может подаваться из внешнего источника в виде свежего газа, который может быть соединен с обогащенным водородом рециркулирующим газом, полученным в процессе гидрообработки. Свежий водород используют для компенсации потребления водорода в процессе гидрообработки. После прохождения стадии гидрообработки контактированием с одним или более неподвижными слоями, например, катализаторов гидродесульфуризации (удаления серы) (HDS) или гидроденитрогенизации (HDN) подлежащее обработке углеводородное сырье, например, нефтепродукты и дизельное топливо, подлежащее очистке от серы или азота, подают в обогреваемый (горячий) сепаратор, откуда отводят верхнюю (головную) фракцию и нижнюю фракцию (со дна сепаратора). Верхнюю фракцию затем охлаждают и смешивают с водой перед подачей в необогреваемый (холодный) сепаратор, откуда извлекают верхнюю (головную) фракцию в виде обогащенного водородом газообразного потока. Этот обогащенный водородом поток затем подвергают рециркуляции на стадии гидрообработки, в то время как нижнюю фракцию (со дна сепаратора), содержащую очищенное топливо, извлекают как готовую для использования, например, как транспортируемое топливо.
В US-A-2002/004533 описан способ интегрирования конвертеров и установок для гидрообработки, в котором обогащенный водородом рециркулирующий поток из процесса гидрообработки объединяют с водородом, полученным при конверсии водяного газа из синтез-газа, полученного в отдельном процессе.
В US 3694344 описан способ, в котором часть водорода, используемого на стадии гидрообработки, получают из отдельного процесса для получения водорода, включающего реформинг природного газа для получения синтез-газа с последующей конверсией водяного газа для дальнейшего превращения в газ, обогащенный водородом.
В US 3413214 описывается способ гидрогенизации жидких углеводородов, в котором к жидкому углеводороду добавляют газообразный кислород с целью индуцирования генерирования газообразного продукта со стадии гидрообработки, который содержит монооксид углерода. Затем газообразный продукт последовательно очищают от сероводорода, после чего подвергают конверсии водяной газ для превращения монооксида углерода в газе в водород. Полученный обогащенный водородом поток от конверсии водяного газа подвергают рециркуляции на стадии гидрообработки. Получение этого дополнительного водорода уменьшает потребность в водороде из внешних источников, например, в виде свежего водорода.
Обнаружено, что гидрообработкой углеводородного топлива, часть которого состоит из возобновляемого органического вещества, возможно получить монооксид углерода в газе in situ, то есть во время осуществления процесса, что обеспечивает упрощенное и, что не менее важно, более безопасное получение дополнительного водорода по сравнению с ранее известными способами. Таким образом, может быть использовано в высшей степени привлекательное альтернативное топливо в виде возобновляемого органического вещества, не прибегая к чрезвычайно опасным решениям, таким как использование кислорода из внешнего источника, что дополнительно требует использования чрезвычайно дорогих специальных установок для его получения, либо специальных и, чрезвычайно дорогих установок для обеспечения дополнительным водородом, таких как установок реформинга, с целью получения синтез-газа, содержащего монооксид углерода и водород.
В соответствии с этим разработан способ гидрообработки углеводородного топлива, включающий стадии:
(a) образования перерабатываемого углеводородного топлива, содержащего возобновляемое органическое вещество, с потоком водорода;
(b) подачу предназначенного для обработки углеводородного сырья со стадии (а) на стадию гидрообработки контактированием названного углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним неподвижным слоем катализатора гидрообработки;
(c) направления потока, вытекающего, по меньшей мере, с одного из неподвижных слоев катализатора стадии (b) в горячий сепаратор и извлечения из горячего сепаратора верхней фракции и нижней фракции;
(d) направления верхней фракции со стадии (с) на стадию конверсии водяного газа;
(e) направления потока, вытекающего со стадии (d), в холодный сепаратор и извлечения из холодного сепаратора газообразной верхней фракции в виде обогащенного водородом рециркулирующего газового потока;
(f) направления газообразной верхней фракции со стадии (е) в установку рекуперации сероводорода, в которой осуществляют контактирование растворителя с названным газообразным потоком, и извлечения из названной установки газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода, и удаления из названной установки рекуперации растворителя, содержащего сероводород и диоксид углерода;
(g) возвращения газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а)
либо
возвращения части газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а) при разделении названного газообразного потока, по меньшей мере, на два потока и возвращении, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (а) и, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (d).
Используемый здесь термин «возобновляемое органическое вещество» означает растительные масла, животные жиры, таловое масло и полученные из них вещества, такие как алкиловые эфиры жирных кислот, особенно, метиловые эфиры жирных кислот (FAME), известные также как биодизельное топливо, и их смеси. Все они представляют собой возобновляемые источники. Растительные масла включают рапсовое масло, соевое масло, кукурузное масло, кокосовое масло, пальмовое масло и хлопковое масло. Животные жиры включают свиной жир, желтый жир, свиное сало, сливочное масло и говяжий жир.
Используемые здесь термины «горячий сепаратор» и «холодный сепаратор» относятся к обычным устройствам для фракционирования.
Посредством обработки углеводородного топлива, содержащего возобновляемое органическое вещество, согласно способу по изобретению возможно in situ превратить образованный монооксид углерода и воду в диоксид углерода и водород, что создает возможность удаления образованного монооксида углерода и воды, которые в противном случае могут ингибировать активность катализатора в установке гидрообработки и ограничить ее производительность также вследствие технологических ограничений в отношении разрешенной концентрации примесей в рециркулирующем газовом потоке. Таким образом, может быть получено чрезвычайно привлекательное альтернативное топливо в виде дизельного топлива, полностью или частично основанного на возобновляемых источниках без необходимости ограничения производительности или без необходимости прибегать к очень интенсивной продувке, которые, в противном случае, необходимы для ограничения содержания загрязняющих примесей, таких как монооксид углерода, которые, кроме того, имеют очень низкую способность к удалению в установке рекуперации сероводорода, такой как установка промывки амином.
Поток водорода со стадии (а) представляет собой газовый рециркулирующий поток водорода, свежий газ - водород, или их комбинацию.
Согласно одному варианту осуществления изобретения содержание возобновляемого органического вещества в углеводородном топливе составляет, по меньшей мере, 5 об.%, предпочтительно, по меньшей мере, 20 об.%, более предпочтительно, по меньшей мере, 50 об.%. Другим компонентом в углеводородном топливе может являться обычное нефтяное дизельное топливо. При содержании возобновляемого органического вещества в углеводородном топливе выше 5 об.% количество полученной монооксида углерода достигает уровня, который делает целесообразным использование стадии конверсии водяного газа. Более предпочтительно, углеводородное топливо содержит, по меньшей мере 75 об.% возобновляемого органического вещества, особенно, по меньшей мере 75 об.% биодизельного топлива.
Термин «гидрообработка» включает ряд процессов, требующих присутствия водорода, а именно, гидрогенизации, гидрокрекинга, гидродеароматизации (HDA), гидродесульфуризации (HDS) и гидроденитрификации (HDN). В настоящем изобретении стадией гидрообработки, предпочтительно, является стадия гидродесульфуризации (HDS) и/или гидроденитрификации (HDN).
Условия процесса гидрообработки включают обычно температуру между 200°С и 500°С и давление до 200 бар. Используемые на стадии гидрообработки катализаторы, предпочтительно, являются обычно используемыми, такими как смешанные кобальт и/или никель и сульфиды молибдена и сульфиды вольфрама на носителе - оксида алюминия или диоксида кремния. Другие пригодные катализаторы включают катализаторы, содержащие сульфид рутения, и катализаторы с использованием новых носителей, таких как диоксид кремния - оксид алюминия, углерод и другие.
Во время стадии гидрообработки возобновляемое органическое вещество взаимодействует с водородом с образованием смеси углеводородов, кипящих в интервале кипения дизельного топлива, а также с образованием монооксида углерода, диоксида углерода, воды, метана и пропана. Так как газовая фаза содержит ценный непрореагировавший водород, его после очистки подвергают рециркуляции на стадию гидрообработки. Обычно стадии очистки газа включают очистку газа посредством устройств для промывки амином, который удаляет диоксид углерода (CO2) и сероводород (H2S), но имеет низкую способность к удалению монооксида углерода (СО). Поэтому монооксид углерода накапливается в петле рециркулирующего газа до тех пор, пока не будет прокачено под давлением значительное количество очищающего газа и направлено на сжигание или для использования в другом технологическом устройстве. Если содержание монооксида углерода в рециркулирующем газе становится слишком высоким, то каталитическая активность катализатора в устройстве для гидрообработки снижается, и парциальное давление водорода уменьшается. Это также приводит к проблеме необходимости поддерживать низкое содержание возобновляемого органического вещества в углеводородном топливе таким, как 5 об.%. Так как очищающий газ содержит большое количество водорода, то более интенсивная продувка означает необходимость также более интенсивного протока дорогостоящего свежего водорода высокой степени чистоты.
Применение изобретения позволяет задействовать устройство для гидрообработки при высоком содержании возобновляемого органического вещества и, в то же время, достигать повышенного содержания водорода в рециркулирующем потоке, обогащенном водородом, сокращая при этом также потребность в добавлении чрезвычайно дорогостоящего водорода от внешних источников.
Поток, вытекающий со стадии гидрообработки, подают в горячий сепаратор (устройство для фракционирования), откуда газообразные продукты отводят в виде легкой верхней фракции. В этом потоке может все же присутствовать небольшое количество сероводорода, который отравляет обычные катализаторы конверсии водяного газа, где монооксид углерода обратимо взаимодействует с водой с получением водорода и диоксида углерода. Поэтому, предпочтительно, чтобы стадия конверсии водяного газа являлась стадией кислой конверсии газа, в присутствии устойчивых к сере катализаторов, таких как кобальт-молибденовые катализаторы.
Альтернативно, газообразная верхняя фракция из горячего сепаратора может быть подвергнута очистке для удаления сероводорода перед пропуском ее через обычную стадию конверсии водяного газа. Поэтому изобретение дополнительно включает подачу газообразной верхней фракции со стадии (c) в установку для рекуперации сероводорода, в которой растворитель приводят в контакт с названным газообразным потоком, и удаление из названной установки для рекуперации газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода и отвод из названной установки для рекуперации растворителя, содержащего сероводород и диоксид углерода. Затем газообразный поток направляют на стадию конверсии водяного газа. Используемый при этом растворитель является веществом со сродством к сероводороду, таким как амин.
Стадию конверсии водяного газа выбирают из группы, состоящей из конверсии водяного газа при низкой температуре, конверсии водяного газа при умеренной температуре, конверсии водяного газа при высокой температуре и их комбинаций. С целью полезного использования экзотермичности реакции конверсии: CO+H2O=H2+CO2, в которой получению водорода способствует низкая температура, но, с другой стороны, при этом скорость реакции снижается, реакции конверсии при высокой и низкой температурах могут осуществляться поочередно. В особом варианте осуществления изобретения, в котором сероводород может быть удален из газа, реакцией конверсии водяного газа является реакция конверсии водяного газа при высокой температуре, осуществляемая при температуре 350-500°C, например, с железо-медными катализаторами.
С целью гарантированного обеспечения, по меньшей мере, стехиометрического количества монооксида углерода и воды во время стадии конверсии водяной пар может быть добавлен в газовый поток (верхняя фракция из горячего сепаратора стадии (c)) или в названный газообразный поток с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода перед проведением названной стадии конверсии. В этом случае весь присутствующий в газе монооксид углерода используют в реакции конверсии для получения водорода, так как обратимая реакция сдвигается в сторону получения водорода.
По окончании стадии конверсии водяного газа обогащенный водородом газ после охлаждения и смешения с водой подают в холодный сепаратор (устройство для фракционирования). Из этого устройства газообразную верхнюю фракцию извлекают в виде обогащенного водородом рециркулирующего потока вместе с нижней фракцией в виде углеводородного жидкого потока, включающего не содержащее серу биодизельное топливо и, необязательно, также кислый водный поток, содержащий, например, бисульфат аммония, полученный при удалении части аммиака и сероводорода.
Газообразную верхнюю фракцию из холодного сепаратора, предпочтительно, промывают в установке для промывки, в которой растворителем является амин. Полученный при этом вытекающий газообразный поток с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода может быть частично подвергнут рециркуляции в конвертор водяного газа с целью превращения всего оставшегося монооксида углерода в диоксид углерода, или он может быть полностью возвращен на стадию гидрообработки. Таким образом, часть газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) возвращают на стадию (d) (стадия реакции конверсии водяного газа) при разделении названного газообразного потока, по меньшей мере, на два потока и возвращении, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию гидрообработки и, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию конверсии водяного газа.
Газообразный поток со стадии промывания амином, представляющий собой теперь очищенный газообразный поток, используют в качестве рециркулирующего потока водорода для реактора гидрообработки и, возможно, в качестве охлаждающего газа между каталитическими слоями названного реактора.
Добавление воды в устройства для гидрообработки при обычных условиях гидрообработки нежелательно. Известно, что каталитическая активность катализаторов гидрообработки зависит от присутствия сульфидов металлов групп VI-B и VIII, таких как кобальт, молибден, никель, вольфрам и, особенно, смесей кобальт-молибден, никель-молибден и никель-вольфрам на носителе - оксида алюминия, диоксида кремния, диоксида титана, цеолита Y и их комбинаций. Если катализатор не полностью сульфидирован, то его активность сильно снижается. Поэтому обычно избегают присутствия воды при гидрообработке в связи с риском обратить превращения сульфидированного катализатора в его окисленное состояние с потерей при этом каталитической активности.
Обнаружено также, что обычные катализаторы гидрообработки способны установить почти термодинамического равновесие реакции конверсии водяного газа на стадии гидрообработки, и даже при добавлении воды на стадии гидрообработки равновесие реакции конверсии водяного газа еще сильнее сдвигается в сторону образования диоксида углерода и водорода, не влияя на активность катализатора при гидродесульфуризации или гидроденитрификации.
В соответствии с этим в еще одном варианте воплощения изобретения к идущему на переработку углеводородному сырью стадии (а) добавляют воду в количестве от 0,1 до 10 мас.% от названного углеводородного топлива и/или к одному или более неподвижному слою катализатора гидрообработки стадии (b).
Количество добавляемой на стадии гидрообработки воды зависит от содержания возобновляемого органического вещества в углеводородном топливе. Чем выше содержание возобновляемого органического вещества, тем больше количество добавляемой воды. Количество воды, добавляемой в углеводородное топливо с содержанием в нем возобновляемого органического вещества вплоть до около 20 об.%, предпочтительно, составляет от 1 до 8 мас.% от углеводородного топлива, более предпочтительно, оно находится в пределах от 2 до 4 мас.%. Количество воды, добавляемое в углеводородное топливо с содержанием в нем 100% возобновляемого органического вещества, может достигать 10 мас.%.
Без добавления воды образующийся in situ монооксид углерода, по меньшей мере, частично превращается в метан с потреблением ценного водорода. При добавлении воды на стадии гидрообработки образование метана подавляется и таким образом уменьшается связанное с этим потребление ценного водорода. Кроме того, можно достичь более низкого отношения монооксида углерода к диоксида углерода (СО/CO2), и в результате уменьшается риск отравления катализатора вследствие присутствия в устройстве для гидрообработки монооксида углерода. Вода может быть также добавлена непосредственно к одному или более неподвижным слоям катализатора гидрообработки.
Более того, за счет простого добавления воды может быть значительно увеличено содержание возобновляемого органического вещества, предпочтительно биодизельного топлива, в углеводородном топливе, направляемом на стадию гидрообработки, например, от около 5 об.% до 10 об.% или до 20 об.%, либо даже более, например, до 30 об.% или даже до 100 об.% биодизельного топлива. Только при повышении содержания возобновляемого органического вещества до около 5 об.% в направляемом на обработку углеводородном топливе можно проводить процесс гидрообработки без конверсии и/или без добавления воды. Другим компонентом углеводородного топлива может быть обычная нефтяная фракция, такая как легкий газойль (легкое дизельное топливо), легкое масло каталитического крекинга, кокосовый газойль или вакуумный газойль (VGO).
Согласно еще одному другому варианту воплощения изобретения воду добавляют к направляемому на обработку углеводородному топливу и также к одному или более неподвижным слоям катализатора гидрообработки.
На единственном чертеже показана упрощенная схема способа согласно конкретному варианту воплощения изобретения, включающему стадию гидрообработки, связанную с ней петлю рециркуляции водорода, стадию конверсии и добавление воды.
Поток направляемого на обработку углеводородного топлива 1, содержащий возобновляемое органическое вещество, предварительно нагревают (не показано) и вводят в реактор для гидрообработки 10 после смешения с рециркулирующим потоком водорода 2 с образованием потока 3. Затем поток 3 нагревают (не показано) и направляют, по меньшей мере, к одному слою катализатора 11 реактора гидрообработки 10. Вытекающий из реактора поток 4, содержащий продукт - дизельное топливо, сероводород, аммиак, диоксид углерода, монооксид углерода, воду и другие легкие углеводороды, извлекают из реактора 10 и затем охлаждают посредством теплообменника 12 с получением водяного пара или предварительным нагревом питающей смеси. Вытекающий из теплообменника 12 охлажденный поток затем направляют в горячий сепаратор (устройство для фракционирования) 13, откуда нижнюю фракцию 5 (со дна сепаратора) удаляют, в то время как более легкие компоненты, содержащие монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, аммиак, воду и другие легкие углеводороды, рекуперируют в виде верхней фракции 6. Эту верхнюю фракцию направляют на рекуперацию водорода посредством пропуска через конвертор 14 для кислой конверсии водяного газа, имеющий установленный в нем неподвижный слой катализатора кислой конверсии 15. Пар 7 подают навстречу выходящему потоку стадии реакции кислой конверсии для обеспечения полноты взаимодействия монооксида углерода с образованием водорода. Исходящий поток 8 из конвертера реакции конверсии охлаждают посредством образования водяного пара или процесса обмена (не показано) и направляют в холодный сепаратор (устройство для фракционирования) 16. Из холодного сепаратора обогащенную водородом верхнюю фракцию извлекают и направляют в устройство промывки амином 18. Выходящий из устройства промывки амином 18 очищенный газовый поток 2 частично используют в качестве рециркулирующего потока водорода для реактора гидрообработки 10 и, необязательно, в качестве газа-охладителя между слоями катализатора 11. Часть потока 2 подвергают рециркуляции в виде потока 19 в конвертер 14 реакции конвертирования водяного газа для обеспечения полноты удаления монооксида углерода. Воду в виде потока 21 добавляют в поток направляемого на обработку углеводородного топлива 3 и в виде потока 22, 23 к одному или более неподвижным слоям катализатора гидрообработки 11. Нижнюю фракцию 9 затем извлекают из холодного сепаратора 16, содержащего продукт - дизельное топливо, для дальнейшего использования в качестве чистого возобновляемого топлива, пригодного для транспортирования.
Пример 1
Направляемое на обработку углеводородное сырье А (Таблица 1) представляет собой смесь из 20 об.% рапсового масла и 80 об.% вакуумного газойля. Чистый вакуумный газойль обозначают, как направляемое на обработку углеводородное сырье В. Направляемое на обработку углеводородное сырье А подвергали гидрообработке в опытной одноразовой установке с использованием 105 мл катализатора гидрообработки (полученного пропиткой носителя - оксида алюминия никелем и молибденом). Поток углеводородного сырья А подавали со скоростью 105 мл/ч, что соответствует LHSV 1 ч-1. 100% водород (без рециркуляции) подавали под давлением 80 бар совместно с жидким потоком со скоростью 73,5 Нл/ч, что соответствует отношению водород/нефтепродукт 700 Нл/л. Температуру реактора поддерживали при 350°С. Из исходящего потока жидкости отбирали образцы продукта. Отходящий из реактора газ анализировали методом хроматографии.
Таблица 1 | |||
Свойства обрабатываемого углеводородного сырья А и В, используемых в следующих примерах | |||
Свойства | Углеводородное сырье А | Углеводородное сырье В | |
S.G. | 0,9139 | 0,9123 | |
S (мас.%) | 2,23 | 2,88 | |
N (мас.ч. на млн.) | 494 | 737 | |
Н (мас.%) | 12,0 | 12,2 | |
Моделированная дистилляция (°C) | |||
5 (мас.%) | 362,4 | 363,6 | |
10 (мас.%) | 376,6 | 376,4 | |
30 (мас.%) | 404,0 | 401,2 | |
50 (мас.%) | 422,2 | 416,4 | |
70 (мас.%) | 442,0 | 430,8 | |
90 (мас.%) | 606,2 | 450,2 | |
95 (мас.%) | 622.0 | 460,2 |
На основе потоков нефтепродуктов и водорода, анализов жидкого продукта и состава выходящего газа была получена Таблица 2, показывающая выход продуктов, выраженный в виде процентного отношения количества продукта в граммах к жидкому питающему потоку в граммах ((г продукта/г жидкого питающего потока) × 100%), и объемный состав газа.
Таблица 2 | |
Свойства | Продукты, полученные из углеводородного сырья А |
Анализы жидкого продукта | |
Н (мас.%) | 13,5 |
S.G. | 0,860 |
Выходы (мас.% от свежего питающего потока) | |
СО | 0,39 |
CO2 | 0,41 |
Н2О | 1,79 |
СН4 | 0,20 |
С2Н6 | 0,05 |
С3Н8 | 0,96 |
i-C4+n-С4 | 0,07 |
H2S+NH3 | 2,36 |
Жидкий продукт (С5+) | 95,24 |
Расход Н2 (Нл/л) | 148 |
Состав выходящего газа (об.%) | |
СО | 0,48 |
CO2 | 0,32 |
H2O | 3,49 |
СН4 | 0,43 |
Н2 | 91,93 |
Другие углеводороды + H2S+NH3 | 3,36 |
(YCO2YH2)/(YCOYH2O) | 17,6 |
Как видно из Таблицы 2, главное различие при обработке углеводородного сырья В по сравнению с обработкой чистого углеводородного сырья, которое не содержит или содержит лишь следы кислорода, состоит в образовании монооксида углерода, диоксида углерода и воды, а также в повышении выхода метана и пропана в газо-фазном продукте. Повышение выхода пропана находится в пределах ошибки эксперимента, согласующейся с полным превращением триглицеридов в рапсовое масло. Измеренная степень конверсии при гидродесульфуризации (HDS) в обоих этих примерах и в нижеследующих примерах составила, приблизительно, 96-97%.
Этот пример показывает, что при обработке углеводородного сырья, содержащего кислород, такого как растительные масла и/или животные жиры, образуется значительное количество монооксида углерода, диоксида углерода и воды. Кроме того, высокий выход метана (СН4) показывает, что образованный монооксид углерода (СО) частично превращается в метан, потребляя при этом ценный водород.
Константа равновесия Кр реакции конверсии водяного газа для идеальной газовой смеси может быть выражена следующим образом:
Кр=(YCO2YH2)/(YCOYH2O),
где YX означает объемную газо-фазную концентрацию компонента Х (X=СО, H2, CO2, Н2О). При температуре 350°С значение Кр равно 20,7. Из экспериментальных данных рассчитано значение Кр=17,6, что очень близко к теоретическому значению константы равновесия. Следовательно, этот пример также показывает, что катализатор гидрообработки эффективен в установлении термодинамического равновесия реакции конверсии водяного газа.
Пример 2
Подлежащее обработке углеводородное сырье А из Примера 1 обрабатывали с использованием того же самого катализатора и в тех же условиях (температура 350°С, давление 80 бар, LHSV=1 ч-1 Н2/нефтепродукт = 700 Нл/л), что и в Примере 1, однако воду добавляли в питающий поток перед входом его в реактор. Проводили два эксперимента: при подаче 2,1 г Н2О/ч и 4,2 г Н2О/ч, соответственно. Эти потоки воды соответствуют 2,0 об.% и 4,0 об.% от масс-потока углеводородного сырья А. Результаты показаны в Таблице 3, выходы рассчитаны на основе потока свежего углеводородного сырья (исключая воду).
Таблица 3 | ||||
Свойства продуктов в Примере 2 | ||||
Свойства | Продукт из углеводородного сырья А, 2,1 г воды/г добавляли в восходящий поток реактора | Продукт из углеводородного сырья А, 4,2 г воды/г добавляли в восходящий поток реактора | ||
Жидкий продукт | ||||
Анализы | ||||
Н (мас.%) | 13,4 | 13,4 | ||
S.G. | 0,861 | 0,862 | ||
Выходы (мас.% от свежего питающего | ||||
потока свежего углеводородного сырья) | ||||
СО | 0,31 | 0,25 | ||
СО2 | 0,63 | 0,82 | ||
H2O | 3,79 | 5,82 | ||
СН4 | 0,14 | 0,13 | ||
С2Н6 | 0,05 | 0,05 | ||
С3Н8 | 0,89 | 0,85 | ||
i-C4+n-С4 | 0,05 | 0,05 | ||
H2S+NH3 | 2,36 | 2,36 | ||
Жидкий продукт | 95,30 | 95,34 | ||
Расход Н2 (Нл/л) | 141 | 140 | ||
Состав газовой композиции на выходе | ||||
(об.%) | ||||
СО | 0,37 | 0,29 | ||
CO2 | 0,48 | 0,60 | ||
H2O | 7,05 | 10,39 | ||
СН4 | 0,29 | 0.26 | ||
Н2 | 88,67 | 85,48 | ||
Другие углеводороды + H2S+NH3 | 3,14 | 2,98 | ||
(YCO2YH2)/(YCOYH2O) | 16,3 | 16,9 |
В этих испытаниях превращение серы и азота было аналогичным, наблюдавшимся в Примере 1. Общий молярный выход монооксида углерода, диоксида углерода и метана в Примере 1 и Примере 2 составляет в пределах 5% во всех экспериментах с углеводородным сырьем А с добавлением воды и без добавления. Это показывает, что монооксид углерода и диоксид углерода, образованные при декарбоксилировании рапсового масла, в реакции будут превращаться в метан, а не в какие-либо другие соединения. При добавлении воды выход метана снижается, это означает, что меньшее количество монооксида углерода и диоксида углерода превращается в метан. Образование метана и связанное с этим потребление водорода является нежелательным, и этот пример показывает, что этого можно избежать добавлением воды.
Кроме того, добавление воды смещает также равновесие реакции конверсии водяного газа в сторону образования диоксида углерода и водорода. Как видно из Таблицы 3, наблюдаемые значения константы равновесия Кр для реакции конверсии водяного газа (16,3 и 16,9) близки к термодинамически равновесному значению (20,7) и значению, наблюдаемому в Примере 1 (17,6), что означает, что катализатор является еще эффективным для установления равновесия в реакции конверсии водяного газа также и в случае добавления в питающий поток воды. Поэтому молярное отношение монооксида углерода к диоксида углерода (СО/CO2) снижается от значения 1,5 без добавления воды (Пример 1) до значения 0,77 (при добавлении 2,1 г воды/г) и до значения 0,49 (при добавлении 4,2 г воды/г). Более того, абсолютное содержание монооксида углерода в отходящем газе снижается от 0,48 об.% до 0,37 об.% (при добавлении 2,1 г воды/г) и до 0,29 об.% (при добавлении 4,2 г воды/г). При рециркуляции отходящего газа к входу в реактор монооксид углерода и диоксид углерода накапливаются в петле рециркуляции газа, если не предпринимать препятствующих этому мер. Так как монооксид углерода и диоксид углерода могут ингибировать активность катализатора, то полезно удалить диоксид углерода из обрабатываемого газа, например, посредством стадии промывки. Промывка амином не удаляет монооксид углерода, но этот пример показывает, что при добавлении воды может быть достигнуто более низкое содержание монооксида углерода в обрабатываемом газе без дополнительного расхода водорода.
Если в реакторе присутствует большее количество воды, то реакция конверсии водяного газа смещается в сторону образования диоксида углерода и водорода. Кроме того, подавляется реакция превращения монооксида углерода в метан. Это приводит к снижению расхода водорода (141 и 140 Нл/л), если воду добавляют, в сравнении с Примером 1, когда углеводородное сырье А обрабатывают в отсутствии воды (расход водорода составил 148 Нл/л). Эти примеры демонстрируют, что добавлением воды общее потребление водорода может быть снижено.
Claims (9)
1. Способ гидрообработки углеводородного топлива, включающий стадии:
(a) образования подлежащего обработке углеводородного сырья соединением углеводородного сырья, содержащего возобновляемое органическое вещество, с потоком водорода;
(b) направления подлежащего обработке углеводородного сырья со стадии (а) на стадию гидрообработки контактированием названного углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним неподвижным слоем катализатора гидрообработки;
(c) подачи потока, выходящего, по меньшей мере, из одного неподвижного слоя катализатора стадии (b) в горячий сепаратор и извлечения из горячего сепаратора верхней фракции и нижней фракции со дна сепаратора;
(d) подачи верхней фракции со стадии (с) на стадию конверсии водяного газа;
(e) направления выходящего со стадии (d) потока в холодный сепаратор и извлечения из холодного сепаратора газообразной верхней фракции в виде обогащенного водородом потока газа, направляемого на рециркуляцию;
(f) подачи газообразной верхней фракции со стадии (е) в установку рекуперации сероводорода, в которой осуществляют контактирование растворителя с названным газообразным потоком, и извлечение из названной установки рекуперации газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода, и удаление из названной установки рекуперации растворителя, содержащего сероводород и диоксид углерода;
(g) возвращения газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а)
либо
возвращения части газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а) при разделении названного газообразного потока, по меньшей мере, на два потока и возвращении, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (а) и, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (d).
(a) образования подлежащего обработке углеводородного сырья соединением углеводородного сырья, содержащего возобновляемое органическое вещество, с потоком водорода;
(b) направления подлежащего обработке углеводородного сырья со стадии (а) на стадию гидрообработки контактированием названного углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним неподвижным слоем катализатора гидрообработки;
(c) подачи потока, выходящего, по меньшей мере, из одного неподвижного слоя катализатора стадии (b) в горячий сепаратор и извлечения из горячего сепаратора верхней фракции и нижней фракции со дна сепаратора;
(d) подачи верхней фракции со стадии (с) на стадию конверсии водяного газа;
(e) направления выходящего со стадии (d) потока в холодный сепаратор и извлечения из холодного сепаратора газообразной верхней фракции в виде обогащенного водородом потока газа, направляемого на рециркуляцию;
(f) подачи газообразной верхней фракции со стадии (е) в установку рекуперации сероводорода, в которой осуществляют контактирование растворителя с названным газообразным потоком, и извлечение из названной установки рекуперации газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода, и удаление из названной установки рекуперации растворителя, содержащего сероводород и диоксид углерода;
(g) возвращения газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а)
либо
возвращения части газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода со стадии (f) на стадию (а) при разделении названного газообразного потока, по меньшей мере, на два потока и возвращении, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (а) и, по меньшей мере, одного из этих потоков на стадию (d).
2. Способ по п.1, в котором поток водорода со стадии (а) является рециркулирующим газовым потоком водорода, свежим газом водородом или их комбинацией.
3. Способ по п.1, в котором содержание возобновляемого органического вещества в углеводородном топливе составляет, по меньшей мере, 5 об.%.
4. Способ по п.1, в котором стадия гидрообработки является гидродесульфуризацией (HDS) и/или гидроденитрогенизацией (HDN).
5. Способ по п.1, в котором стадия конверсии водяного газа является стадией кислой конверсии газа.
6. Способ по п.1, включающий дополнительно направление газообразной верхней фракции со стадии (с) в дополнительную установку рекуперации сероводорода, в которой осуществляют контактирование растворителя с названным газообразным потоком, и извлечение из названной установки рекуперации газообразного потока с пониженным содержанием сероводорода и диоксида углерода, который подают на стадию конверсии водяного газа (d), и удаление из названной установки рекуперации растворителя, содержащего сероводород и диоксид углерода.
7. Способ по п.1, в котором стадия реакции конверсии водяного газа является выбранной из группы, состоящей из стадии пониженной конверсии водяного газа, стадии умеренной конверсии водяного газа и стадии высокой конверсии водяного газа или их комбинаций.
8. Способ по п.1, в котором перед проведением стадии конверсии водяного газа к названной верхней фракции со стадии (с) или к названному газообразному потоку с пониженным содержанием сероводорода или диоксида углерода добавляют водяной пар.
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором к названному потоку направляемого на обработку углеводородного сырья стадии (а) и/или к одному или более неподвижным слоям катализатора гидрообработки стадии (b) добавляют воду в количестве от 0,1 до 10 мас.% от названного углеводородного топлива.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DKPA200801268 | 2008-09-10 | ||
DKPA200801268 | 2008-09-10 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009133698A RU2009133698A (ru) | 2011-03-20 |
RU2517185C2 true RU2517185C2 (ru) | 2014-05-27 |
Family
ID=41582100
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009133698/04A RU2517185C2 (ru) | 2008-09-10 | 2009-09-09 | Способ гидрообработки углеводородного топлива |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8043600B2 (ru) |
EP (1) | EP2165971B1 (ru) |
KR (1) | KR101430508B1 (ru) |
CN (1) | CN101676367B (ru) |
AR (1) | AR073557A1 (ru) |
AU (1) | AU2009213001B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0903362B1 (ru) |
CA (1) | CA2678283C (ru) |
ES (1) | ES2602332T3 (ru) |
MX (1) | MX2009009618A (ru) |
PT (1) | PT2165971T (ru) |
RU (1) | RU2517185C2 (ru) |
ZA (1) | ZA200906218B (ru) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0919385D0 (en) * | 2009-11-05 | 2009-12-23 | Johnson Matthey Plc | Process |
AU2011352020A1 (en) * | 2010-12-30 | 2013-06-27 | Kior Inc. | Production of renewable biofuels |
FI126203B (fi) * | 2011-07-06 | 2016-08-15 | Upm Kymmene Corp | Menetelmä hiilivetykomponenttien valmistamiseksi |
CN102433153A (zh) * | 2011-10-21 | 2012-05-02 | 华东理工大学 | 一种生物油的精制方法 |
FR2994191B1 (fr) * | 2012-08-02 | 2015-06-05 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'hydrotraitement et d'hydroisomerisation de charges issues de la biomasse dans lequel l'effluent a hydrotraiter et le flux d'hydrogene contiennent une teneur limitee en monoxyde de carbone |
US20140336428A1 (en) * | 2013-05-10 | 2014-11-13 | Uop Llc | Recycle gas scrubbing using ionic liquids |
US9752085B2 (en) | 2013-06-20 | 2017-09-05 | Uop Llc | Process and apparatus for producing diesel from a hydrocarbon stream |
US8999256B2 (en) | 2013-06-20 | 2015-04-07 | Uop Llc | Process and apparatus for producing diesel from a hydrocarbon stream |
TW201602336A (zh) | 2014-06-09 | 2016-01-16 | W R 康格雷氏公司 | 天然油及脂之催化脫氧方法 |
US9617484B2 (en) | 2014-06-09 | 2017-04-11 | Uop Llc | Methods and apparatuses for hydrotreating hydrocarbons |
DK201600005A1 (en) * | 2016-01-06 | 2016-12-19 | Haldor Topsoe As | Process for production of a hydrogen rich gas |
CN106635118B (zh) * | 2016-09-30 | 2019-07-30 | 南京康鑫成生物科技有限公司 | 一种废油脂直接制备正异构烷烃的方法 |
KR20220153618A (ko) * | 2020-03-13 | 2022-11-18 | 토프쉐 에이/에스 | 감소된 co2 발자국 및 개선된 수소 통합을 갖는 탄화수소를 생성하기 위한 과정 및 플랜트 |
US20210403814A1 (en) * | 2020-06-29 | 2021-12-30 | Uop Llc | Integrated process for hydrotreating a renewable feedstock with improved carbon monoxide management |
BR102021015852A2 (pt) | 2021-08-11 | 2023-02-14 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Processo para produção integrada de h2 e querosene de aviação a partir de matéria-prima renovável |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2134712C1 (ru) * | 1994-01-27 | 1999-08-20 | Дзе М.В. Келлогг Компани | Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии |
WO2007003709A1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-11 | Neste Oil Oyj | Process for the manufacture of diesel range hydrocarbons |
FR2904324A1 (fr) * | 2006-07-27 | 2008-02-01 | Total France Sa | Procede d'hydrotraitement d'une charge gazole, reacteur d'hydrotraitement pour la mise en oeuvre dudit procede, et unite d'hydroraffinage correspondante. |
US20080161614A1 (en) * | 2006-12-22 | 2008-07-03 | Fabrice Bertoncini | Methods of hydrotreating a mixture made up of oils of animal or vegetable origin and of petroleum cuts with intermediate stripping |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3413214A (en) * | 1965-12-20 | 1968-11-26 | Cities Service Res & Dev Co | Hydrogenation process |
US3552924A (en) | 1966-08-15 | 1971-01-05 | Phillips Petroleum Co | Hydrogen manufacture |
US3694344A (en) | 1970-09-24 | 1972-09-26 | William H Munro | Hydroprocessing of hydrocarbons |
US3708569A (en) * | 1970-12-17 | 1973-01-02 | Cities Service Res & Dev Co | Burning unconverted h-oil residual |
JP2966985B2 (ja) * | 1991-10-09 | 1999-10-25 | 出光興産株式会社 | 重質炭化水素油の接触水素化処理方法 |
US6294079B1 (en) * | 1999-10-21 | 2001-09-25 | Uop Llc | High severity, low conversion hydrocracking process |
WO2001056922A1 (en) | 2000-02-01 | 2001-08-09 | Texaco Development Corporation | Integration of shift reactors and hydrotreaters |
US7422679B2 (en) * | 2002-05-28 | 2008-09-09 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Low CO for increased naphtha desulfurization |
BRPI0500591A (pt) | 2005-02-18 | 2006-10-03 | Petroleo Brasileiro Sa | processo para a hidroconversão de óleos vegetais |
CN100526432C (zh) * | 2006-01-19 | 2009-08-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 控制加氢装置循环氢中硫化氢浓度的方法 |
EP1911734A1 (en) | 2006-10-06 | 2008-04-16 | Bp Oil International Limited | Process for hydrogenation of carboxylic acids and derivatives to hydrocarbons |
-
2009
- 2009-07-29 ES ES09009780.9T patent/ES2602332T3/es active Active
- 2009-07-29 PT PT90097809T patent/PT2165971T/pt unknown
- 2009-07-29 EP EP09009780.9A patent/EP2165971B1/en not_active Not-in-force
- 2009-08-11 US US12/539,491 patent/US8043600B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-04 CN CN2009101690291A patent/CN101676367B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-04 BR BRPI0903362-9A patent/BRPI0903362B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-09-08 ZA ZA200906218A patent/ZA200906218B/en unknown
- 2009-09-08 KR KR1020090084620A patent/KR101430508B1/ko active IP Right Grant
- 2009-09-08 AU AU2009213001A patent/AU2009213001B2/en not_active Ceased
- 2009-09-09 AR ARP090103449A patent/AR073557A1/es not_active Application Discontinuation
- 2009-09-09 RU RU2009133698/04A patent/RU2517185C2/ru active
- 2009-09-09 CA CA2678283A patent/CA2678283C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-09 MX MX2009009618A patent/MX2009009618A/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2134712C1 (ru) * | 1994-01-27 | 1999-08-20 | Дзе М.В. Келлогг Компани | Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии |
WO2007003709A1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-11 | Neste Oil Oyj | Process for the manufacture of diesel range hydrocarbons |
FR2904324A1 (fr) * | 2006-07-27 | 2008-02-01 | Total France Sa | Procede d'hydrotraitement d'une charge gazole, reacteur d'hydrotraitement pour la mise en oeuvre dudit procede, et unite d'hydroraffinage correspondante. |
US20080161614A1 (en) * | 2006-12-22 | 2008-07-03 | Fabrice Bertoncini | Methods of hydrotreating a mixture made up of oils of animal or vegetable origin and of petroleum cuts with intermediate stripping |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AR073557A1 (es) | 2010-11-17 |
EP2165971A3 (en) | 2012-09-19 |
EP2165971A2 (en) | 2010-03-24 |
RU2009133698A (ru) | 2011-03-20 |
ZA200906218B (en) | 2010-06-30 |
AU2009213001B2 (en) | 2013-08-29 |
PT2165971T (pt) | 2016-11-16 |
EP2165971B1 (en) | 2016-09-07 |
BRPI0903362B1 (pt) | 2017-06-20 |
ES2602332T3 (es) | 2017-02-20 |
CA2678283C (en) | 2015-01-27 |
CN101676367A (zh) | 2010-03-24 |
US20100061927A1 (en) | 2010-03-11 |
BRPI0903362A2 (pt) | 2011-05-31 |
US8043600B2 (en) | 2011-10-25 |
CA2678283A1 (en) | 2010-03-10 |
MX2009009618A (es) | 2010-03-09 |
AU2009213001A1 (en) | 2010-03-25 |
KR101430508B1 (ko) | 2014-08-18 |
CN101676367B (zh) | 2013-11-27 |
KR20100030595A (ko) | 2010-03-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2517185C2 (ru) | Способ гидрообработки углеводородного топлива | |
US8865954B2 (en) | Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with selective separation of converted oxygen | |
KR20220153618A (ko) | 감소된 co2 발자국 및 개선된 수소 통합을 갖는 탄화수소를 생성하기 위한 과정 및 플랜트 | |
US20180216010A1 (en) | Process for producing diesel fuel and jet fuel from biorenewable feedstocks | |
US20230087845A1 (en) | Cost Effective Deoxygenation Process With Gas Recycle | |
US11248182B1 (en) | Reduction of SOx and NOx emissions from renewable diesel plants | |
US20210403814A1 (en) | Integrated process for hydrotreating a renewable feedstock with improved carbon monoxide management | |
KR20240004511A (ko) | 재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱 | |
JP2023540955A (ja) | 炭化水素生成物の製造のための方法における不純物の除去 | |
CN117242159A (zh) | 提高再循环气体纯度的加氢处理 | |
WO2023099658A1 (en) | Method for production of a transportation fuel | |
AU2022382371A1 (en) | Process for stabilization of reactive liquid feedstock | |
WO2023073018A1 (en) | A process for hydrotreatment of aromatic nitrogen compounds |