RU2628521C2 - Системы и способы для возобновляемого топлива - Google Patents

Системы и способы для возобновляемого топлива Download PDF

Info

Publication number
RU2628521C2
RU2628521C2 RU2014128624A RU2014128624A RU2628521C2 RU 2628521 C2 RU2628521 C2 RU 2628521C2 RU 2014128624 A RU2014128624 A RU 2014128624A RU 2014128624 A RU2014128624 A RU 2014128624A RU 2628521 C2 RU2628521 C2 RU 2628521C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fuel
oil
renewable
feedstock
petroleum
Prior art date
Application number
RU2014128624A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014128624A (ru
Inventor
Барри А. ФРИЛ
Роберт Г. ГРЭХЕМ
Original Assignee
Энсин Реньюэблс, Инк.
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=48570736&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2628521(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Энсин Реньюэблс, Инк. filed Critical Энсин Реньюэблс, Инк.
Publication of RU2014128624A publication Critical patent/RU2014128624A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2628521C2 publication Critical patent/RU2628521C2/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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/0006—Controlling or regulating processes
    • B01J19/0013—Controlling the temperature of the process
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J4/00—Feed or outlet devices; Feed or outlet control devices
    • B01J4/001—Feed or outlet devices as such, e.g. feeding tubes
    • B01J4/002—Nozzle-type elements
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J4/00—Feed or outlet devices; Feed or outlet control devices
    • B01J4/008—Feed or outlet control devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/005—Separating solid material from the gas/liquid stream
    • B01J8/0055—Separating solid material from the gas/liquid stream using cyclones
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/1818—Feeding of the fluidising gas
    • B01J8/1827—Feeding of the fluidising gas the fluidising gas being a reactant
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
    • B01J8/26—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique with two or more fluidised beds, e.g. reactor and regeneration installations
    • 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
    • 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
    • C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
    • 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
    • C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
    • 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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • 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
    • 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
    • C10G3/54—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
    • C10G3/57—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 according to the fluidised bed technique
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/043—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a change in the structural skeleton
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/06—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for spark ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/16—Hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/16—Hydrocarbons
    • C10L1/1616—Hydrocarbons fractions, e.g. lubricants, solvents, naphta, bitumen, tars, terpentine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/1802—Organic compounds containing oxygen natural products, e.g. waxes, extracts, fatty oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/1817—Compounds of uncertain formula; reaction products where mixtures of compounds are obtained
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q40/00—Finance; Insurance; Tax strategies; Processing of corporate or income taxes
    • G06Q40/04—Trading; Exchange, e.g. stocks, commodities, derivatives or currency exchange
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2204/00—Aspects relating to feed or outlet devices; Regulating devices for feed or outlet devices
    • B01J2204/002—Aspects relating to feed or outlet devices; Regulating devices for feed or outlet devices the feeding side being of particular interest
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008—Controlling the process
    • B01J2208/00017—Controlling the temperature
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00796—Details of the reactor or of the particulate material
    • B01J2208/00893—Feeding means for the reactants
    • B01J2208/00902—Nozzle-type feeding elements
    • 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
    • C10G2300/10—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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/4056—Retrofitting operations
    • 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
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0407—Specifically defined hydrocarbon fractions as obtained from, e.g. a distillation column
    • C10L2200/0453—Petroleum or natural waxes, e.g. paraffin waxes, asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0461—Fractions defined by their origin
    • C10L2200/0469—Renewables or materials of biological origin
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C10L2270/023—Specifically adapted fuels for internal combustion engines for gasoline engines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C10L2270/026—Specifically adapted fuels for internal combustion engines for diesel engines, e.g. automobiles, stationary, marine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/04—Specifically adapted fuels for turbines, planes, power generation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/14—Injection, e.g. in a reactor or a fuel stream during fuel production
    • C10L2290/143—Injection, e.g. in a reactor or a fuel stream during fuel production of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/24—Mixing, stirring of fuel components
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
    • 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)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Accounting & Taxation (AREA)
  • Finance (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Technology Law (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

Изобретение раскрывает топливо, которое содержит продукт каталитического крекинга текучей среды, содержащей топливную смесь, включающую: i) 93-99,95% масс. материала нефтяной фракции и ii) 0,05-7% масс. материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо включает продукт измельчения и некаталитической быстрой термической обработки целлюлозной биомассы с превращением по меньшей мере 60% масс. целлюлозной биомассы в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо и где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет углеродосодержание по меньшей мере 40% масс. на сухую основу и кислородосодержание в интервале 20-50% масс. на сухую основу и содержание воды в интервале 10-40% масс. Также раскрывается способ получения топлива. Технический результат заключается в совместной переработке термически полученных продуктов биомассы с нефтяными исходными материалами в различных операциях нефтеочистки. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 20 ил., 11 табл. 3 пр.

Description

Перекрестная ссылка на родственные заявки
По данной заявке испрашивается приоритет предварительной патентной заявки США серийный № 61/569712, поданной 12 декабря 2011 г., предварительной патентной заявки США серийный № 61/646152, поданной 11 мая 2012 г., и предварительной патентной заявки США серийный № 61/673683, поданной 19 июля 2012 г. Приоритет каждой из указанных предварительных заявок ясно заявлен, и описания каждой из указанных предварительных заявок включены в настоящее описание посредством ссылки в их полноте для всех целей.
Настоящее рассмотрение относится к патенту США № 7905990, патенту США № 5961786 и патенту США № 5792340, каждый из которых поэтому приводится в качестве ссылки в своей полноте.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в общем плане к введению возобновляемого топлива, или возобновляемых нефтепродуктов, в качестве материала в нефтеочистительные системы или в промысловое обогатительное оборудование. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам введения жидкости, термически получаемой из биомассы, в установку нефтепереработки, например установку каталитического крекинга текучей среды ((ККТС) (FCC)), установку для коксования, систему промыслового обогащения, установку гидрокрекинга и/или установку гидроочистки, для совместной переработки с фракциями нефтепродуктов, реагентами нефтяных фракций и/или нефтяными исходными материалами и нефтепродуктами, например топливами, и к применению и использованию продуктов, получаемых из них.
Предпосылки создания изобретения
Биомасса является главным источником энергии в течение большей части истории человечества. К концу 1800-х – началу 1900-х годов пропорция мировой энергии, получаемой из биомассы, падала, т.к. имели место промышленная разработка и использование ископаемых топлив, и доминировали рынки угля и нефтепродуктов. Тем не менее, примерно 15% мировой энергии продолжают получать из биомассы, и в развитых странах вклад биомассы является намного выше 38%. Кроме того, имеются новые знания по воздействию использования ископаемых топлив на окружающую среду. В частности, вклад парниковых газов как результат потребления ископаемых топлив.
Биомасса, такая как древесина, древесные отходы и сельскохозяйственные отходы, может быть превращена в полезные продукты, например топлива или химические вещества, термической или каталитической конверсией. Примером термической конверсии является пиролиз, где биомасса превращается в жидкость и уголь вместе с газообразными сопродуктами при воздействии тепла при по существу отсутствии кислорода.
В широком смысле пиролиз представляет собой конверсию биомассы в жидкость и/или уголь под действием тепла обычно без включения какого-либо значительного уровня прямого горения материала биомассы в установке первичной конверсии.
Исторически пиролиз был относительно медленным процессом, где получаемым жидким продуктом были вязкая смола и «подсмольная» вода. Традиционный медленный пиролиз обычно имеет место при температурах ниже 400°C и в течение длительных периодов времени переработки от нескольких секунд до минут или даже часов с главной целью получения, главным образом, угля и получения жидкостей и газов в качестве побочных продуктов.
Более современная форма пиролиза, или быстрая термическая конверсия, была открыта в конце 1970-х годов, когда исследователи нашли, что чрезвычайно высокий выход светлой выливаемой жидкости возможен из биомассы. Действительно, выходы жидкости приблизительно 80% мас. питания материала древесной биомассы были возможны, если конверсии позволялось иметь место в течение очень короткого периода времени обычно менее 5 секунд.
Гомогенный жидкий продукт указанного быстрого пиролиза, который имеет внешний вид легких-средних нефтепродуктов, может считаться возобновляемым топливом. Возобновляемое топливо является подходящим в качестве топлива для чистого регулируемого сгорания в бойлерах и для использования в дизелях и стационарных турбинах. Это находится в полном противоречии с медленным пиролизом, который дает густую низкокачественную двухфазную смесь смола-вода с очень низкими выходами.
На практике пиролиз с коротким временем обработки биомассы заставляет главную часть ее органического материала мгновенно переходить в паровую фазу. Указанная паровая фаза содержит как неконденсирующиеся газы (включая метан, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и олефины), так и конденсирующиеся пары. Эти конденсирующиеся пары, которые составляют конечный жидкий продукт, когда конденсируются и извлекаются, и выход и ценность указанной жидкости являются сильной функцией способа и эффективности ниже по потоку системы улавливания и извлечения.
При условии, что имеется ограниченная доступность углеводородного сырья и даже увеличенная потребность в энергии, в частности, в жидких топливах для транспортных средств, поэтому требуются альтернативные источники. Распространенность и поддерживаемость биомассы делает это возобновляемое сырье привлекательным вариантом удовлетворения будущей потребности в нефти. Трудностью в случае биомассы является то, что она содержит кислород в отличие от традиционных углеводородных топлив, и исторически была нелегко превращающейся в форму, которая может легко интегрироваться в существующую инфраструктуру на основе углеводородов.
Значительное количество работ было выполнено по исследованию получения жидких углеводородных топлив из биомассы по различным термическим и термокаталитическим схемам. Ссылки US 5792340; US 5961786; Lappas et al., Biomass Pyrolysis in a Circulating Fluid Bed Reactor for the Production of Fuels and Chemicals, Fuel 81 (2002), 2087-2095); и Samolada et al., Catalyst Evaluation for Catalytic Biomass Pyroloysis, Fuel & Energy 2000, 14, 1161-1167, описывают прямую переработку биомассы или другого насыщенного кислородом материала в реакторе с циркулирующим псевдоожиженным слоем с использованием катализатора (цеолитный ККТС-катализатор) в качестве твердой циркулирующей среды в попытке прямого дезоксигенирования биомассы и получении моторных топлив или смесей топлив, а также других углеводородов. Хотя были получены некоторые углеводородные продукты, выходы были неприемлемо низкими, и был получен высокий выход угля или кокса и газообразного побочного продукта. Кроме того, имелись частые случаи засорения и закупоривания реактора и другие серьезные технические трудности, связанные с характеристиками катализатора. Не только выходы жидкости были низкими, большая часть полученного жидкого продукта требует дальнейшего обогащения и очистки для обеспечения любого прямого непосредственного использования вместо углеводородов на основе ископаемого топлива.
При указанных выше ограничениях другой альтернативой получению углеводородов из биомассы является превращение твердой биомассы сначала в полученную термически или термокаталитически жидкость, и затем подача указанной чистой жидкости (т.е. 100% жидкого продукта биомассы) в реактор с циркулирующим псевдоожиженным слоем с использованием ККТС-катализатора или другого соответствующего катализатора в качестве твердой циркулирующей среды (Adjaye et al., Production of Hydrocarbons by Catalytic Upgrading of a Fast Pyrolysis Bio-oil, Fuel Processing Technology, 45 (1995), 185-192). Снова в данном случае были получены неприемлемые выходы углеводородов, были частые случаи закупоривания и засорения реактора, и много материала было превращено в уголь/кокс, газ и обогащенную кислородом жидкость, которая имела тенденцию разделяться на различные жидкие фазы.
Использование каталитического крекинга твердой или жидкой биомассы, пара, получающегося при переработке биомассы, или термически полученной жидкости в качестве средства получения углеводородов из насыщенной кислородом биомассы является технически сложным, относительно неэффективным и дает значительные количества малоценных побочных продуктов. Для решения вопросов катализатора и выхода исследователи рассмотрели пути отдельно установленного обогащения, где производные из биомассы жидкости могут быть превращены в жидкие углеводороды с использованием введения водорода и каталитических систем в системы конверсии, которые были разработаны специально для переработки насыщенных кислородом материалов (Elliot, Historical Developments in Hydroprocessing Bio-oils, Energy & Fuels 2007, 21, 1792-1815). Хотя технически выполнимые, экономически крупномасштабные и технические сложности и затраты, связанные с многостадийным введением водорода высокого давления (требуемые для полной конверсии в жидкие углеводородные топлива), являются значительным ограничением и обычно рассматриваются как неприемлемые.
Как средство преодоления технических и экономических ограничений, связанных с полным отдельно установленным обогащением биомассы до моторных топлив, исследователи (de Miguel Mercader, Pyrolysis Oil Upgrading for Co-Processing in Standard Refinery Units, Ph.D Thesis, University of Twente, 2010 ("Mercader"); Fogassy et al., Biomass Derived Feedstock Co-Processing with VGO for Hybrid Fule Production in FCC Units, Institut de Recherches sur la Catalyse et lʹEnvironnement de Lyon, UMR5236 CNRS-UCBL ("Fogassy"); Gutierrez et al., Co-Processing of Upgraded Bio-Liquids in Standard Refinery Units - Fundamentals, 15th European Biomass Conference & Exhibition, Berlin May 7-11, 2007) рассмотрели различные схемы частичного обогащения насыщенной кислородом биомассы со снижением кислорода с последующей совместной переработкой указанного промежуточного продукта биомассы с нефтяным сырьем в существующих операциях нефтеочистки. Указанные инициативы все сфокусированы на гидродезоксигенировании производной из биомассы жидкости перед совместной переработкой с нефтью и основаны на соображении, что гидрообработка термически полученной жидкости необходима перед совместной переработкой с нефтью для того, чтобы избежать быстрой дезактивации ККТС-катализатора и засорения реактора и предотвратить получение избыточного кокса и газа. Отсюда опубликованные исследования и прототип включают совместную переработку с нефтью в установках каталитического крекинга текучей среды (ККТС) с обогащенными жидкостями, которые гидрообрабатываются после их первоначального термического получения из биомассы.
Ранее ККТС-установки традиционно использовали реакторные системы с плотной фазой для обеспечения хорошего контакта между катализатором и углеводородным сырьем. Длительное время пребывания требуется для обеспечения достаточной конверсии материала в требуемый продукт. Т.к. каталитические системы были улучшены, и катализатор становится более активным, ККТС был предназначен для введения конструкции типа вертикальной трубы. Конструкция типа вертикальной трубы обеспечивает снижение времени контактирования между катализатором и углеводородным сырьем где-то около 2-3 секунд (без включения какого-либо времени пребывания в реакторном сосуде или завершающей секции).
Одним недостатком из многих, если не большинства, ранних ККТС-конструкций являются завершающие вертикальные трубчатые системы, которые по существу связывают вертикальную трубу с открытым реакторным сосудом, в котором размещаются сепарационные устройства твердых частиц. В течение нескольких лет было признано, что значительный послевертикальнотрубный термический крекинг имеет место в промышленных ККТС-установках, давая в результате значительное получение сухого газа и других малоценных продуктов. Двумя механизмами, по которым это имеет место, являются термический и разбавленный каталитический крекинг. Термический крекинг является результатом длительного времени пребывания паров углеводородов в зоне высвобождения реактора и ведет к высоким выходам сухого газа через механизмы неселективного свободно-радикального крекинга. Плотно-фазный каталитический крекинг является результатом длительного контакта между катализатором и парами углеводородов ниже по потоку от вертикальной трубы. Хотя многое из указанного было исключено при переходе от крекинга в слое к крекингу в вертикальной трубе, имеется еще значительное количество, которое может иметь место в разбавленной фазе благодаря значительному поддерживанию катализатора, которое имеет место без прогрессивной конструкции завершающей системы.
Многие поставщики и владельцы лицензий ККТС обладают прогрессивными вертикальнотрубными завершающими системами с минимизацией послевертикальнотрубного крекинга, и многие, если не большинство, установок осуществили их как в новой установке, так и в модернизированных применениях. Кроме того, некоторые нефтепереработчики осуществили свои собственные «домашние» конструкции для той же цели. При сложности и разнообразии ККТС-установок, а также различии новых конструкций установок имеются много вариантов указанных прогрессивных завершающих систем, таких как «замкнутые» циклоны, «замкнуто-спаренные» циклоны, «прямо спаренные» циклоны, «системы высокой локализации», «вихревая сепарационная система» и т.д. Имеются различия в отдельных конструкциях, и некоторые могут быть более подходящими для отдельных конструкций установок, чем другие, но все служат одной и той же основной цели снижения нежелательных послевертикальнотрубных реакций.
Время контактирования катализатора с исходным материалом состоит из времени пребывания в вертикальной трубе и часто включает время пребывания в прогрессивной вертикальнотрубной завершающей системе, как описано выше. Типичное время пребывания в вертикальной трубе составляет 2-3 секунды, и дополнительное время пребывания в завершающей системе может составлять около 1-2 секунд. Это дает общее время контактирования катализатора около 3-5 секунд.
Одним инновационным вариантом, который образует часть настоящей заявки, может быть способ использования термически полученных жидкостей в сочетании с материалами на основе нефти в ККТС или нефтепромысловых обогатительных операциях. Например, способ, который включает совместную переработку жидкости, производной от негидрообработанной биомассы, в небольших количествах с ВГО (VGO) или другими жидкостями на основе сырой нефти в ККТС или нефтепромысловых обогатительных операциях.
Другим инновационным вариантом, который образует часть настоящей заявки, может быть конверсия биомассы, которую прототип не учитывает и намеренно избегает: совместная переработка необогащенной термически полученной жидкости с углеводородами таким образом, который устраняет сложность промежуточных стадий обогащения и еще может быть совместимым с переработкой материала сырой нефти. Как уже указано, прототип ясно показал, что необработанные термически полученные жидкости биомассы являются неподходящими для конверсии в жидкие углеводороды прямо в ККТС и других системах каталитической конверсии. Поэтому, когда различные схемы совместной переработки с нефтью на существующих операциях нефтеочистки рассматриваются в прототипе, включая ККТС совместную переработку, совместная переработка необогащенных необработанных термически полученных жидкостей биомассы может быть исключена из указанных вариантов совместной переработки (Mercader; Fogassy). Однако, как предлагается в настоящем рассмотрении, неожиданные технические и экономические выгоды заключаются в сущности в совместной переработке термически полученных продуктов биомассы с нефтяными исходными материалами в различных операциях нефтеочистки.
Краткое описание заявки
В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, совместно перерабатываемой в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к смеси продукта каталитического крекинга текучей среды, полученной из исходного сырья, содержащего возобновляемое нефтяное топливо. В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из более 80% мас. исходного сырья нефтяной фракции и менее 20% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, которая может перерабатываться в установке конверсии в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии, такой как установка каталитического крекинга текучей среды, имеющая нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо в качестве реагентов. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии нефтеочистки, совместно перерабатывающей нефтяную фракцию одновременно с возобновляемым нефтяным топливом. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии нефтеочистки, где установка конверсии получает нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, например моторного топлива, содержащему обеспечение исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива с исходным сырьем нефтяной фракции в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора и необязательно регулирование скорости подачи питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого с целью получения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и/или необязательно регулирования соотношения катализатор : объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (соотношение катализатор:нефть) с целью получения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть является массовым соотношением или объемным соотношением.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, так что топливный продукт имеет по меньшей мере 70% об. бензина и ЛЦТ (LCO) или по меньшей мере 70% об. моторного топлива по отношению к общему объему продукта, получаемому из потока продукта установки конверсии.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения конверсии нефти при нефтеочистке, содержащему переработку нефтяной фракции, замененной возобновляемым нефтяным топливом (на основе эквивалентной энергии и/или на основе содержания углерода) в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения выхода топлива, например выхода одного или более представителей из бензина, дизельного топлива, СНГ (LPG), ЛЦТ (LCO), печного топлива и/или топлива для реактивных двигателей, от конверсии исходного сырья нефтяной фракции, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к устройству каталитического крекинга текучей среды, содержащему вертикальную трубу, имеющую впускное окно нефтяной фракции и впускное окно возобновляемого топлива, или вертикальную трубу, которая имеет подогнанный для присоединения элемент для обеспечения впуска возобновляемого топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей первый узел для введения исходного сырья нефтяной фракции, и второй узел для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, или модернизированной с присоединением того же. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей первый узел для введения исходного сырья нефтяной фракции, и второй узел для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в установку конверсии нефтеочистительного завода или модернизированную или приспособленную для присоединения того же.
В некоторых вариантах изобретение относится к одной или более установок (например, установка конверсии) в нефтеочистительной системе, подходящей для принятия исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, содержащей установленное независимое окно для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей дополнительный или модифицированный узел вертикальной трубы, подходящий для принятия возобновляемого нефтяного топлива, например независимое окно, содержащее форсунку; отдельный или независимый резервуар для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива; установленную повторно калиброванную или модифицированную или независимую систему контроля; и/или установленный кран для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу увеличения температуры смесительной зоны в ККТС-установке, содержащему введение 0,05-15% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива через систему охлаждения вертикальной трубы ниже по потоку (после) от форсунки введения исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу совместной переработки возобновляемого нефтяного топлива, которое имеет уровень содержания углерода в интервале 35-80% мас. на сухой остаток и/или уровень содержания энергии, по меньшей мере 30% содержания энергии, содержащейся в биомассе, из которой она производится; и исходного сырья нефтяной фракции, которая содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (НGO)), материал среднего дистиллята, материал тяжелого-среднего дистиллята, углеводородсодержащий материал или их комбинации, при введении возобновляемого нефтяного топлива и фракции нефтяного газа в установку конверсии, в которой они контактируют с катализатором.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива (например, дизельного топлива и/или бензина) для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащих превращение целлюлозного материала путем быстрой термической переработки с образованием возобновляемого нефтяного топлива и совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора с получением топлива, соответствующего числу возобновляемых целлюлозных идентификаций. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения дизельного топлива и/или бензина для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащих термическое превращение возобновляемого (целлюлозного) материала с образованием возобновляемого нефтяного топлива и совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением дизельного топлива и/или бензина, которые соответствуют пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США ((СПВТ) (RFS)) для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащему термическую переработку целлюлозного материала путем быстрой термической переработки с образованием необогащенного возобновляемого нефтяного топлива и переработки исходного сырья нефтяной фракции с необогащенным возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением единицы дизельного топлива, достаточной для генерирования более 0,5 единиц топлива, соответствующего числу возобновляемых целлюлозных идентификаций.
В некоторых вариантах изобретение относится к моторному топливу, содержащему продукт каталитической конверсии смеси, содержащей более 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции и менее 10% мас. материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, полученного из биомассы (например, целлюлозной биомассы).
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения целлюлозного возобновляемого топлива с квалификацией по числу идентификаций, содержащему, необязательно, образование возобновляемого нефтяного топлива путем быстрой термической переработки возобновляемого материала целлюлозной биомассы; введение более 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции в способ нефтеочистки; введение менее 10% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в способ нефтеочистки вблизи точки введения исходного сырья нефтяной фракции; и совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива с получением целлюлозного возобновляемого топлива с квалификацией по числу идентификаций, где возобновляемое нефтяное топливо имеет рН 1,5-6, содержание сухого вещества менее 2,5% мас. и водосодержание 20-45% мас.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, производного, по меньшей мере частично, от возобновляемого топлива, переработанного в установке конверсии нефтеочистки, например ККТС. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, производного, по меньшей мере частично, от возобновляемого топлива, имеющего рН 1,5-6 и водосодержание 20-45% мас., которое было переработано в установке конверсии нефтеочистки, например ККТС.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо, так что углеродосодержание возобновляемого нефтяного топлива составляет менее 60% мас., и оно имеет рН 1,5-8. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо, так что углеродосодержание возобновляемого нефтяного топлива составляет по меньшей мере более 80% мас. углеродосодержания целлюлозосодержащей биомассы. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо и совместную переработку части возобновляемого нефтяного топлива с более 90% мас. негидрообработанного материала газойля с получением горючего топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной, по меньшей мере частично, из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, где исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива перерабатываются совместно в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к композиции, полученной каталитическим крекингом текучей среды из материала, содержащего возобновляемое нефтяное топливо.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, который содержит переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора, где выход топливного продукта способа является эквивалентным или больше выхода топливного продукта, получаемого от прогона способа без исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива на основе ввода энергии материала. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, который содержит переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора, где топливо, полученное способом, полностью совместимо с топливом, полученным с исходным сырьем невозобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу образования одного или более чисел идентификации из возобновляемой целлюлозной биомассы, который (способ) содержит термическую переработку целлюлозной биомассы с образованием возобновляемого нефтяного топлива (например, необогащенного возобновляемого нефтяного топлива) и совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в установке конверсии нефтеочистки с получением в результате соответствующих числам идентификации из возобновляемой целлюлозной биомассы дизельного топлива, топлива для реактивных двигателей, бензина или печного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к горючему топливу для двигателя внутреннего сгорания, получаемому из исходного сырья нефтяной фракции и менее 5% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, где исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива и исходное сырье нефтяной фракции совместно перерабатываются в присутствии ККТС-катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения количества ценных компонентов топлива, получаемых от конверсии исходного сырья нефтяной фракции, который (способ) содержит введение исходного сырья нефтяной фракции в нефтеочистительную систему, содержащую ККТС-катализатор, и добавление по меньшей мере 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива по отношению к общему количеству исходного сырья (например, исходного сырья нефтяной фракции плюс исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива) и совместную переработку в присутствии ККТС-катализатора объединенного материала в ККТС-установке в течение по меньшей мере 2 секунд.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения чисел возобновляемой идентификации, который (способ) содержит совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом с образованием топлива, соответствующего одному или более путей топлива в соответствии со стандартной программой по возобновляемому топливу США, и передачу прав, по меньшей мере части, одного или более чисел возобновляемой идентификации от владельца или покупателя топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к возобновляемому нефтяному топливу, соответствующему пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации, получаемого при термической переработке целлюлозной биомассы. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу двигателя внутреннего сгорания, полученному из возобновляемого нефтяного топлива, соответствующего пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу двигателя внутреннего сгорания, полученному из материала установки конверсии нефтеочистки, содержащего 1-5% мас. возобновляемого нефтяного топлива, соответствующему пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации.
В некоторых вариантах изобретение относится к смешанной композиции горючего топлива, содержащей ККТС совместно переработанные газойль и продукт возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу применения одного или более из вышеуказанных топлив в транспортном средстве, содержащем двигатель внутреннего сгорания.
В некоторых вариантах изобретение относится к компьютерной системе, содержащей мониторинг количества производительности ККТС-установки и регулирование количества возобновляемого нефтяного топлива, вводимого для совместной переработки с нефтьсодержащим исходным сырьем.
В некоторых вариантах изобретение относится к компьютерной системе, содержащей мониторинг количества производительности ККТС-установки, включая количество перерабатываемого возобновляемого нефтяного топлива, и расчет образованных чисел целлюлозной возобновляемой идентификации.
Подробное описание чертежей
Многие выигрыши от материалов, систем, способов, продуктов, использований и применений среди других могут быть легко замечены и поняты из рассмотрения описания и подробностей, предусмотренных в данной заявке, включая прилагаемые чертежи и реферат, где:
на фиг. 1 представлена установка каталитического крекинга текучей среды ((ККТС) (FCC));
на фиг. 2А представлен типичный конвертер;
на фиг. 2В представлен типичный конвертер, который оборудован впускным окном или двумя (102) в двух различных местоположениях (которые могут использоваться поочередно или оба), подходящими для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO));
на фиг. 3 показана технология охлаждения вертикальной трубы;
на фиг. 4 представлена установка коксования;
на фиг. 5 представлена система введения питания;
на фиг. 6 представлена ККТС-установка с двойными вертикальными трубами;
на фиг. 7 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО (вакуумном газойле) на конверсию (на основе массы);
на фиг. 8 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на общую конверсию (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 9 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 10 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина как функции углеродосодержания в питании (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 11 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход СНГ (сжиженного нефтяного газа) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 12 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход сухого газа (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 13 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход НПО (нефти парафинового основания) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 14 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход ЖНП (жидких нефтепродуктов) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 15 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход кокса (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 16 представлен график, показывающий выход бензина как функцию ВНТ-замены и соотношения катализатор:нефть (на основе 10000 баррель/день (66250 дм3/ч), без содержания воды);
на фиг. 17 представлен график, показывающий галлоны (1 галлон=3,785 дм3) бензина /1 т ВНТ как функцию ВНТ-замены и соотношения катализатор:нефть (на % мас. слагаемого с использованием эталонного ВГО);
на фиг. 18 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе объемного потребления ККТС-установки);
на фиг. 19 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе питания 10000 баррель/день (66250 дм3/ч)).
Подробное описание изобретения
В 2005 г. Агентством по защите окружающей среды (ЕРА) были выпущены стандарты на возобновляемое топливо (RFS1), которые были первыми мандатами на возобновляемое топливо в США. RFS требовали, чтобы 7,5В галлонов (1 галлон=3,85 дм3) возобновляемого топлива смешивалось с бензином к 2012 году. Два года спустя программа была расширена Актом энергонезависимости и безопасности (EISA) 2007 года с выходом 36В галлонов возобновляемого топлива к 2022 году. Кроме того, EISA расширил RFS с охватыванием дизельных топлив (топлива для реактивных двигателей первоначально не были включены в RFS) и установил отдельные объемные выходы для различных типов возобновляемого топлива (например, RFS2 требовали 21В галлоны перспективных биотоплив к 2022 году).
В феврале 2010 г. ЕРА подчинило свои окончательные нормы RFS2, пересмотру предыдущих стандартов на возобновляемое топливо(RFS1). Нормы устанавливают систему объемных выходов для 36В галлонов возобновляемых топлив, получаемых в США к 2022 году, с 21В перспективными биотопливами (неэтанольными).
Вследствие нехватки промышленных целлюлозных производственных мощностей в США ЕРА проводит ежегодный обзор общего целлюлозного объема с оценкой возможности ее производственного выхода и затем делает корректировки. ЕРА предлагает целлюлозные объемы до 12,9М галлонов (до 15,7М галлонов на основе этанольного эквивалента) для 2012, значительно ниже исходного 500М галлонов выхода. Значительный прогресс может быть сделан в облегчении масштабных целлюлозных технологий, чтобы США соответствовали 16В галлонов производственному выходу для целлюлозных топлив к 2022 году.
Часть предписаний включает побудительную программу, которая обеспечивает присвоение чисел возобновляемой идентификации ((ЧВИ) (RIN)) для получения топлив в соответствии с некоторыми путями, которые предназначены быть экологически менее вредными, чем традиционные способы получения топлив. Среди нескольких апробированных путей некоторые относятся к использованию целлюлозосодержащей биомассы (целлюлозной биомассы), которая может заслужить целлюлозные числа возобновляемой идентификации ((ЦЧВИ) (С-RIN)). Использование целлюлозной биомассы может также помочь производителям топлива соответствовать их обязательствам по возобновляемым объемам ((ОВО) (RVO)). Одним аспектом настоящей заявки может быть использование необогащенного возобновляемого нефтяного топлива в количествах менее 20% мас., например менее 10% мас., менее 8% мас., менее 6% мас., таком как примерно 5% мас. или примерно 3% мас. по отношению к общей массе сырья (например, нефтяной фракции и возобновляемого исходного сырья), подаваемого в установку конверсии, используемую для получения бензина среди других топлив и побочных продуктов, с получением в результате не только возможности соответствовать требованиям с присвоением ЦЧВИ и/или ОВО, но также по меньшей мере эквивалентного выхода бензина (на основе эквивалентного ввода, например, энергии или на основе углеродосодержания). Эквивалентный выход бензина включает, например, повышенный выход бензина и увеличение более чем на 0,5% мас., более чем на 0,75% мас., более чем на 1% мас., такое как от 0,5% мас. до 5,0% мас. или от 1,25% мас. до 3,0% мас. по отношению к эквивалентному вводу, например, энергии или на основе углеродосодержания.
В некоторых вариантах предусматриваются способ и система для введения возобновляемого топлива, возобновляемого нефтяного топлива или возобновляемой нефти в качестве исходного материала в ККТС или других нефтеочистительных системах или операциях обогатительного промысла. Возобновляемые топлива включают в себя топлива, получаемые из возобновляемых источников. Примеры включают в себя биотоплива (например, растительное масло, используемое в качестве топлива), этанол, метанол из биомассы или биодизель и водородное топливо (при получении возобновляемыми способами), термохимически полученные жидкости и биомасса, каталитически превращенная в жидкости.
Подходящие биомасса, материалы биомассы или компоненты биомассы включают в себя (но не ограничиваются этим) древесину, древесные отходы, древесные опилки, кору валежника, материалы прореживания леса, лесной брак, багассу, волокно пшеницы, солому кукурузы, пустые фруктовые кусты ((ПФК) (EFB)), листы папоротника, листы пальмы, лен, солому, низкозольную солому, промышленные культуры, пальмовое масло, материалы непищевой биомассы, остаток урожая, валежник, материалы предварительного коммерческого прореживания и остаток деревьев, однолетние покровные культуры, просо-прутьевое, мискантус, целлюлозосодержащие компоненты, целлюлозные компоненты отдельных складских отходов, целлюлозные компоненты отдельных пищевых отходов, целлюлозные компоненты отдельных муниципальных твердых отходов ((МТО) (MSW)) или их комбинации. Целлюлозная биомасса, например, включает биомассу, производную от или содержащую целлюлозные материалы. Например, биомассой может быть биомасса, характеризующаяся как соответствующая предписаниям стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS), или биомасса, подходящая для получения топлива, соответствующего целлюлозному числу возобновляемых идентификаций. В некоторых вариантах биомасса может характеризоваться как соответствующая материалам биомассы, определенным в путях для D-кода 1, 2, 3, 4, 5, 6 или 7-соответствующего топлива в соответствии с предписаниями стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS). Например, биомасса может характеризоваться как соответствующая материалам биомассы, подходящим для получения D-кода 3 или 7-соответствующего топлива в соответствии с предписаниями стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS), или биомасса может характеризоваться как состоящая только из углеводородов (или возобновляемых углеводородов).
Возобновляемое нефтяное топливо (также указываемое здесь как ВНТ (RFO)) относится к нефтяному топливу - производному биомассы или к нефтяному топливу, полученному конверсией биомассы. Например, в некоторых вариантах возобновляемым нефтяным топливом может быть целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо (также указываемое здесь как целлюлозное ВНТ (RFO)), и оно может быть произведено из или получено конверсией целлюлозосодержащей биомассы. Биомасса или целлюлозосодержащая биомасса может быть преобразована с образованием возобновляемого топлива одним или более из следующих способов: термическая конверсия, термомеханическая конверсия, термокаталитическая конверсия или каталитическая конверсия биомассы или целлюлозосодержащей биомассы. В некоторых вариантах возобновляемое топливо может быть негидродезоксигенированным ((не-ГДО) (не-HDO)), недезоксигенированным, необогащенным, термически переработанным, быстро термически переработанным, термомеханически переработанным, быстро термомеханически переработанным, негидрообработанным, кондиционированным и/или их комбинацией. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть негидродезоксигенированным ((не-ГДО) (не-HDO)) возобновляемым нефтяным топливом; не-ГДО недезоксигенированным возобновляемым нефтяным топливом; быстро термомеханически переработанным, негидрообработанным возобновляемым нефтяным топливом или недезоксигенированным, необогащенным, термически переработанным возобновляемым нефтяным топливом. Другим примером подходящего возобновляемого нефтяного топлива может быть негидродезоксигенированное, недезоксигенированное, негидрообработанное, необогащенное, некаталитически переработанное, термомеханически переработанное возобновляемое нефтяное топливо, которое, как должно быть понятно, означает возобновляемое нефтяное топливо, которое может быть получено простым механическим измельчением биомассы, например целлюлозной биомассы, и затем термической переработкой измельченной биомассы, например, быстро с получением жидкости без дополнительной стадии переработки с по существу изменением кислородосодержания, водосодержания, серосодержания, азотосодержания, сухого содержания или иным образом обогащением возобновляемого нефтяного топлива для переработки в топливо. Кроме того, данное негидродезоксигенированное, недезоксигенированное, негидрообработанное, необогащенное, некаталитически переработанное, термомеханически переработанное возобновляемое нефтяное топливо может быть смешано с другими партиями негидродезоксигенированного, недезоксигенированного, негидрообработанного, необогащенного, некаталитически переработанного, термомеханически переработанного возобновляемого нефтяного топлива и/или другим негидродезоксигенированным, недезоксигенированным, негидрообработанным, необогащенным, некаталитически переработанным, термомеханически переработанным возобновляемым нефтяным топливом, которое было получено из другой биомассы, с образованием смесей негидродезоксигенированного, недезоксигенированного, негидрообработанного, необогащенного, некаталитически переработанного, термомеханически переработанного возобновляемого нефтяного топлива.
В частности, возобновляемое нефтяное топливо может быть жидкостью, образованной из биомассы, содержащей целлюлозный материал, где только переработка биомассы может быть термомеханическим способом (в частности, содержащим измельчение и быструю термическую переработку без постобработки или обогащения жидкости перед введением в установку конверсии нефти). В частности, недезоксигенирование, негидрообработка, некаталитическая выдержка или контактирование лишь необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, полученного термомеханической переработкой целлюлозосодержащей биомассы.
Предпочтительное возобновляемое нефтяное топливо может быть необогащенной жидкостью (также указываемое как необогащенное возобновляемое нефтяное топливо), образованной из измельченной биомассы способом, например, быстрой термической переработки, где полученная жидкость может составлять по меньшей мере 50% мас., например, по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас. общей массы переработанной биомассы. Другими словами, выход жидкости из переработанной биомассы может составлять по меньшей мере 50% мас., например, по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас. общей массы измельченной переработанной биомассы. Термин «необогащенное» должен пониматься как указывающий жидкое возобновляемое нефтяное топливо, которое не подвергалось никакой дополнительной предварительной или постобработке, включая, в частности, негидродезоксигенирование, негидрообработку, некаталитическую выдержку или контактирование. В некоторых вариантах необогащенное возобновляемое нефтяное топливо может быть получено из измельченной биомассы и затем транспортироваться и/или храниться и может даже нагреваться или поддерживаться при заданной температуре, не превышающей 150°F (65,6°C), на его пути введения в установку конверсии при нефтеочистке. Механическая обработка, связанная с транспортированием, хранением, нагреванием и/или предварительным нагреванием необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, не считается стадией обогащения. В некоторых вариантах необогащенное возобновляемое нефтяное топливо может содержать одно или более необогащенных возобновляемых нефтяных топлив, смешанных из отдельных необогащенных партий и/или из отдельных необогащенных партий, полученных из различной целлюлозной биомассы (например, нескольких различных типов непищевой биомассы). В некоторых вариантах указанные смешанные композиции, которые могут быть смешаны для целенаправленного обеспечения или достижения некоторых характеристик в объединенном необогащенном возобновляемом нефтяном топливе, могут еще считаться необогащенным возобновляемым нефтяным топливом при условии, что по существу все (например, более 80% мас. или более 90% мас., а также более 95% мас. или более 98% мас., или более 99% мас.) или все объединенные партии являются необогащенным возобновляемым нефтяным топливом.
Предпочтительными являются не-ГДО возобновляемое нефтяное топливо; не-ГДО недезоксигенизированное возобновляемое нефтяное топливо; быстро термомеханически переработанное, негидрообработанное возобновляемое нефтяное топливо или недезоксигенизированное, необогащенное, термически переработанное возобновляемое нефтяное топливо.
Например, возобновляемое нефтяное топливо может содержать только термически конвертированную биомассу или только термомеханически конвертированную биомассу. Подходящие возобновляемые нефтяные топлива могут включать пиролизную жидкость, термопиролизную жидкость, термомеханическую пиролизную жидкость, быстротермопиролизную жидкость или термомеханическую быстропиролизную жидкость, производную или полученную конверсией биомассы или целлюлозной биомассы. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может включать негидродезоксигенированное (не-ГДО) возобновляемое нефтяное топливо, недезоксигенированное возобновляемое нефтяное топливо, необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное, необогащенное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, жидкость термически переработанной биомассы, жидкость термически переработанной необогащенной биомассы, жидкость термически переработанной непищевой биомассы, жидкость термически переработанной непищевой целлюлозной биомассы, термически переработанную непищевую возобновляемую жидкость, термически переработанную целлюлозную жидкость, быстротермически переработанную целлюлозную жидкость, быстротермически переработанное биотопливо, жидкость быстротермически переработанной биомассы или термопиролизную жидкость, имеющую 5% мас. сухого содержания, такого как менее 4% мас., 3% мас., 2,5% мас., 2% мас., 1% мас. или менее 0,5% мас., кондиционированное возобновляемое нефтяное топливо, негидрообработанное необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, пиролизное масло или пиролизную жидкость, термопиролизное масло или термопиролизную жидкость, биомасло или жидкость биомасла, биосырое масло или биосырую жидкость, термокаталитическое пиролизное масло или термокаталитическую пиролизную жидкость, каталитическое пиролизное масло, каталитическую пиролизную жидкость или их комбинации. Например, в некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может содержать одно или более из следующего: негидродезоксигенированное (не-ГДО) возобновляемое нефтяное топливо, недезоксигенированное возобновляемое нефтяное топливо, необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, быстротермически переработанное возобновляемое нефтяное топливо, негидрообработанное необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, пиролизное масло или пиролизную жидкость или термопиролизное масло или термопиролизную жидкость.
В некоторых вариантах способ термической конверсии образования подходящего возобновляемого топлива из биомассы может включать, например, переработку быстрой термической конверсией. В некоторых вариантах механический аспект способа конверсии (иногда называемый здесь как «кондиционирование»), образования подходящего возобновляемого топлива из биомассы может включать (но не ограничиваясь этим): сушку, измельчение, удаление мелочи, удаление тяжелого металла, сортировку по величине, удаление черных металлов, удаление частей золы, фильтрование, рассев, циклонирование, механические операции по удалению значительной части твердого содержания или их комбинации. Например, кондиционирование может включать один или более из следующих процессов, таких как сушка, измельчение, удаление мелочи, удаление тяжелого металла, сортировка по величине, удаление черных металлов, удаление частей золы, фильтрование, рассев, пропускание через циклон, механическая обработка, контактирование с магнитом или пропускание через магнитное поле. В некоторых вариантах кондиционирование может дополнительно включать введение воды или одного или более спиртов, таких как метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, глицерин или бутанол. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть кондиционировано под воздействием фильтрования, рассева, циклонирования или механических операций для удаления значительной части твердого материала. В некоторых вариантах кондиционирование биомассы в процессе конверсии с образованием подходящего возобновляемого топлива может включать удаление части углерода из биомассы фильтрованием, рассевом, циклонированием или механической обработкой биомассы. В некоторых вариантах способ термической конверсии или способ термомеханической конверсии может содержать способ быстрой термической конверсии.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-8,0. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-7,0, такой как 0,5-6,5, 1,0-6,0, 2,0-5,0, 3,0-7,0, 1,0-4,0 или 2,0-3,5. В некоторых вариантах рН возобновляемого нефтяного топлива может быть ниже 8,0, такой как ниже 7,0, ниже 6,5, ниже 6,0, ниже 5,5, ниже 5,0, ниже 4,5, ниже 4,0, ниже 3,5, ниже 3,0, ниже 2,5 или ниже 2,0. В некоторых вариантах рН возобновляемого нефтяного топлива может быть изменен или модифицирован введением внешнего материала не из биомассы или рН-регулирующего агента. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть кислотным. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-7,0, такой как в интервале 1-7, в интервале 1-6,5, в интервале 2-5, в интервале 2-3,5, в интервале 1-4, в интервале 2-6 или в интервале 2-5. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо имеет рН, полученный в результате конверсии биомассы, из которой оно может быть получено, такой как рН, полученный от биомассы.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале менее 5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества менее 4% мас., менее 3% мас., менее 2,5% мас., менее 2% мас., менее 1% мас., менее 0,5% мас. или менее 0,1% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале от 0,005% мас. до 5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале от 0,005% мас. до 4% мас., такое как в интервале от 0,005 до 3% мас., в интервале от 0,005% мас. до 2,5% мас., в интервале от 0,005% мас. до 2% мас., в интервале от 0,005% мас. до 1% мас., в интервале от 0,005% мас. до 0,5% мас., в интервале от 0,05% мас. до 4% мас., в интервале от 0,05% мас. до 2,5% мас., в интервале от 0,05% мас. до 1% мас., в интервале от 0,05% мас. до 0,5% мас., в интервале от 0,5% мас. до 3% мас., в интервале от 0,5% мас. до 1,5% мас. или в интервале от 0,5% мас. до 1% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы в интервале менее 0,5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы менее 0,4% мас., такое как менее 0,3% мас., менее 0,2% мас., менее 0,1% мас., менее 0,05% мас., менее 0,005% мас. или менее 0,0005% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы в интервале от 0,0005% мас. до 0,5% мас., такое как в интервале от 0,0005% мас. до 0,2% мас., в интервале от 0,0005% мас. до 0,05% мас. или в интервале от 0,0005% мас. до 0,1% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале 10-40% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале 15-35% мас., такое как в интервале 15-30% мас., в интервале 20-35% мас., в интервале 20-30% мас., в интервале 30-35% мас., в интервале 25-30% мас. или в интервале 32-33% мас. воды. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале менее 40% мас., такое как менее 35% мас. или менее 30% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание, по меньшей мере 10% мас., такое как, по меньшей мере 15% мас., по меньшей мере 20% мас. или по меньшей мере 25% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше 20% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу, такой как уровень кислородосодержания в интервале 20-50% мас., в интервале 35-40% мас., в интервале 25-35% мас., в интервале 20-30% мас., в интервале 25-50% мас., в интервале 20-40% мас. или в интервале 20-35% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем уровень углеродосодержания. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем уровень углеродосодержания, на влагосодержащую основу. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 35-80% мас. и кислородосодержания в интервале 20-50% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 50-60% мас. и кислородосодержания в интервале 35-40% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания по меньшей мере 40% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания по меньшей мере 45% мас., такой как, по меньшей мере 50% мас., по меньшей мере 55% мас., по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 65% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас., по меньшей мере 90% мас., по меньшей мере 95% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания в интервале от 40% мас. до 100% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания в интервале от 40% мас. до 95% мас., в интервале от 40% мас. до 90% мас., в интервале от 40% мас. до 80% мас., в интервале от 50% мас. до 90% мас., в интервале от 50% мас. до 75% мас., в интервале от 60% мас. до 90% мас., в интервале от 60% мас. до 80% мас., в интервале от 70% мас. до 95% мас., в интервале от 70% мас. до 80% мас., в интервале от 70% мас. до 90% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания ниже, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 35-80% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу, такое как в интервале 40-75% мас., в интервале 45-70% мас., в интервале 50-65% мас., в интервале 50-60% мас., в интервале 54-58% мас., в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
Путем примера в таблицах 1 и 2 представлены результаты анализа нескольких подходящих возобновляемых нефтяных топлив, которые были получены в соответствии с одной или более методик, описанных в патенте США № 7905990, в патенте США № 5961786 и в патенте США № 5792340, каждый из которых приводится в качестве ссылки в своей полноте.
Таблица 1
Результаты анализа для Alcell-лигнина - слабый прогон (LS-3) и сильный прогон (LS-4)
LS-3 LS-4
Летучие (% мас.) 14,7 27,9
Влагосодержание (% мас.) 1,0 0,9
Содержание золы (% мас.) 0,05 1,00
Элементарный состав (% мас., MAF)
Углерод 68,68 73,04
Водород 7,16 6,52
Азот 0,00 0,01
Кислород (разность) 24,16 20,43
Гидроксил (% мас.) 7,54 7,50
Метоксил (% мас.) 15,68 1,02
Последовательная растворимость (% мас.)
Диэтиловый эфир 41,8 40,3
Этилацетат 48,9 42,4
Метанол 0,2 0,6
Остаток 9,1 16,7
Фракционирование (% мас.)
Органические кислоты 31,7 3,6
Фенолы и нейтральные вещества 45,0 81,7
Остаток 23,3 14,1
Примечание к таблице: слабый прогон (LS-3) - быстрая термическая переработка при температуре примерно 500°C и сильный прогон (LS-4) - быстрая термическая переработка при температуре примерно 700°C
Таблица 2
Результаты анализа возобновляемого нефтяного топлива, полученного из древесной биомассы
Исследовательское учреждение 1) 1) 2) 3) 3) 4) 5) Среднее
Плотность 1,19 1,20 1,21 1,217 1,226 1,186 1,188 1,20
Водосодержание (% мас.) 26 27 21 20,5 21 28,1 23,9
Содержание угля (% мас.) 2,0 0,6 1,4 2,2 5,5 2,2 2,3
Нагревание, б.т.е./фунт (кДж/Н) 7267 (1744) 7310 (1754) 9245 (2219) 7525 (1806) 7955 (1909) 6536 (1568) 6880 (1651) 7525 (1806)
Элементарный состав (%, MAF)
Углерод 55,1 53,63 55,5 52,8 58,27 51,5 54,5
Водород 6,7 6,06 6,7 6,9 5,5 6,8 6,4
Азот 0,15 0,24 0,1 <0,1 0,39 0,17 0,18
Сера 0,02 <0,14 0,07 <0,001
Зола (% мас.) 0,13 0,15 0,22 0,13 0,16
Примечания к таблице: ВНТ, полученное из древесной биомассы, было проанализировано следующими исследовательскими учреждениями: 1) Католический университет Лувейна, Бельгия; 2) ENEL, Термоисследовательский центр, Италия; 3) VTT, Лаборатория топлива и промышленной технологии, Финляндия; 4) CANMET, Лаборатории исследования энергии, Канада; 5) Промышленные испытания и конструирование Ко., США.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания по меньшей мере 30% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания по меньшей мере 45%, такой как, по меньшей мере 55%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 65%, по меньшей мере 70%, по меньшей мере 75%, по меньшей мере 80%, по меньшей мере 85%, по меньшей мере 90% или по меньшей мере 95% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале от 50% до 98% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале от 50% до 90%, в интервале от 50% до 75%, в интервале от 60% до 90%, в интервале от 60% до 80%, в интервале от 70% до 95%, в интервале от 70% до 80% или в интервале от 70% до 90% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания ниже, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале 30-95% на сухой остаток (остаток, не содержащий влагу) относительно энергосодержания исходного материала нефти, такой как в интервале 40-90%, в интервале 45-85%, в интервале 50-80%, в интервале 50-60%, в интервале 54-58% на сухой остаток, или на остаток, не содержащий влаги, относительно энергосодержания исходного материала нефти. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале 30-90% относительно энергосодержания исходного сырья нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь энергосодержание 35%, 40%, 45%, 50%, 55%, 60%, 65%, 70%, 75%, 80%, 85% относительно энергосодержания исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах единица возобновляемого нефтяного топлива может иметь энергосодержание, подходящее для генерирования 0,5-1,5 единиц топлива, соответствующего числу целлюлозного возобновляемого топлива, такого как в интервале 0,7-1,2 единиц, в интервале 0,9-1,1 единиц топлива, соответствующего числу целлюлозного возобновляемого топлива. В некоторых вариантах единица возобновляемого нефтяного топлива может иметь энергосодержание, эквивалентное 0,5-1,5 объемных единиц этанола, такое как 0,7-1,2 объемных единиц, 0,9-1,1 объемных единиц этанола.
В некоторых вариантах способ и система нефтеочистки могут содержать узел для введения возобновляемого топлива, возобновляемого нефтяного топлива или полученную из биомассы термически переработанную жидкость в низких пропорциях в устройство конверсии нефти, ККТС-установку нефтеочистки (известную более формально как установка каталитического крекинга текучей среды) или установку обогатительного промысла с временем контактирования ККТС-катализатора в течение периода секунд, например 0,5-15 секунд, такого как 1 секунда, 1,5 секунды, 2 секунды, 2,5 секунды, 3 секунды, 3,5 секунды, 4 секунды, 5 секунд, и периодов времени, близких к указанному времени, например приблизительно 3-5 секунд.
Возобновляемое топливо может быть кондиционировано с обеспечением введения в способ нефтеочистки и может быть выполнено из нескольких смесей. Одним таким примером может быть возобновляемое топливо, которое было получено быстрой термической конверсией биомассы в условиях температуры 400-600°C при времени пребывания переработки менее 10 секунд либо с, либо без действия катализатора. Примером катализатора может быть ZSM-5 или другой ККТС-катализатор.
Согласно одному варианту степень введения количества термически переработанного возобновляемого топлива (в случае ККТС-установки пример показан на фиг. 1) составляет менее 10% мас. (например, в интервале от 0,05% мас. до 10% мас.), предпочтительно, в интервале от более 1% мас. до менее 5% мас.
В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции, например, полученной из обогащенной нефти, содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (HGO)), материал среднего дистиллята, материал тяжелого-среднего дистиллята, углеводородсодержащий материал или их комбинации. Например, исходное сырье нефтяной фракции содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (HGO)) или материал среднего дистиллята.
В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), которое может вводиться в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки. Например, количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 15% мас. относительно общего количества (например, исходное сырье нефтяной фракции плюс ВНТ-материал) сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки, таком как от 2% мас. до 13% мас., от 4% мас. до 10% мас., от 5% мас. до 8% мас., от 7% мас. до 12% мас. или от 3% мас. до 7% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки. В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять 1% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки, такое как 2% мас., 3% мас., 4% мас., 5% мас., 6% мас., 7% мас., 8% мас., 9% мас., 10% мас., 11% мас., 12% мас., 13% мас., 14% мас., 15% мас., 16% мас., 17% мас., 18% мас., 19% мас., 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки. В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 1% мас. и менее 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки, такое как, по меньшей мере, 2% мас., 3% мас., 4% мас., 5% мас., 6% мас., 7% мас., 8% мас., 9% мас. или 10% мас. и менее 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки.
В некоторых вариантах переработка исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом имеет по существу эквивалентную или большую характеристику в получении топливного продукта по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива. Например, переработка 20% мас. ВНТ с остальным количеством до 100% мас. исходного сырья нефтяной фракции, например, при 2:98, 5:95, 10:90 массовом отношении возобновляемого нефтяного топлива к материалу нефтяной фракции, может иметь по существу эквивалентную или большую характеристику в получении топливного продукта по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива. Например, переработка в интервале от 20:80 до 0,05:99,95 массового соотношения возобновляемого нефтяного топлива с исходным сырьем нефтяной фракции может дать в результате увеличение массового процентного содержания бензина более чем на 0,1% мас., например 0,5% мас., 1,0% мас., 1,5% мас., 2,0% мас. или более по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива.
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с широким рядом газойлей и/или смесей газойлей, включая ТГО (HGO) (тяжелый газойль), ЛГО (LGO) (легкий газойль) и ВГО (VGO) (вакуумный газойль), а также другими нефтяными фракциями и смесями. ТГО может быть другим легким исходным материалом, который может быть направлен в ККТС-установку нефтеочистки. Либо в комбинации с газойлем, как смешанный поток питания, либо как отдельный поток питания, либо до, после, либо до и после введения газойля. Альтернативно, газойль может быть введен вместе с ВНТ до, после или до и после введения ВНТ. Либо ВНТ, либо газойль, либо оба могут быть поданы с чередованием импульсами.
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с ВГО (вакуумным газойлем). ВГО может быть исходным материалом, обычно подаваемым в ККТС-установку нефтеочистки. Смесь возобновляемого нефтяного топлива и ВГО дает измеренное в конце ОКЧ (TAN) (общее кислотное число) менее 1,0 (например, в интервале 0,05-1,0) и, предпочтительно, в интервале менее 5 (например, в интервале 0,05-0,5) и, более предпочтительно, в интервале менее 0,25 (например, в интервале 0,05-0,25).
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с ТГО (тяжелым газойлем). ТГО может быть другим легким исходным материалом, который может быть направлен в ККТС-установку нефтеочистки. Либо в комбинации с ВГО, либо как отдельное питание.
Согласно одному варианту количество возобновляемого нефтяного топлива может быть смешано с легкими нефтяными фракциями, такими как НПО или бензин, с или без поверхностно-активного вещества. Содержание НПО и/или бензина, смешанных с возобновляемым нефтяным топливом, может находиться в интервале менее 10% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 10% мас.) и, предпочтительно, в интервале менее 5% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 5% мас.) и, более предпочтительно, в интервале менее 1% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 1% мас.).
Согласно одному варианту возобновляемое нефтяное топливо включает в себя каждую из всех жидкостей, полученных термической или каталитической конверсией биомассы, предпочтительно, с низким водосодержанием. Альтернативно, вся жидкость, полученная термической или каталитической конверсией биомассы, может быть фазово разделена с обеспечением определенно неводной фракции в качестве сырья для нефтеочистительных систем. Кроме того, фракции могут быть отобраны на операциях установки ниже по потоку системы сбора жидкости термически или каталитически конвертированной биомассы, такой как первичный конденсатор, вторичный конденсатор, демистер, фильтр или электростатический осадитель.
Согласно одному варианту температура вспышки возобновляемого нефтяного топлива может быть увеличена при снижении содержания летучих компонентов жидкости, и затем оно может быть совместно переработано в КТСС-системе с нефтяным сырьем. Температура вспышки увеличивается выше интервала 55-62°C, как измерено прибором Пенски-Мартенса закрытого чашечного типа для определения температуры вспышки (например, по ASTM D-93). Различные способы и устройства могут использоваться для эффективного снижения летучих компонентов, такие как пленочный испаритель, выпарной аппарат с падающей пленкой жидкости, испарительная колонна, насадочная колонна, сосуд или емкость для удаления летучих. Снижение уровня части летучих компонентов возобновляемого нефтяного топлива способствует снижению уровня нежелательных компонентов, таких как фенолы, при прохождении через ККТС-реактор и с заканчиванием в потоке собранной воды.
В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), которое может быть введено в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 0,05% мас. до 40% мас. Например, водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 35% мас., таком как от 5% мас. до 35% мас., от 10% мас. до 30% мас., от 10% мас. до 20% мас., от 10% мас. до 15% мас., от 15% мас. до 25% мас., от 15% мас. до 20% мас., от 20% мас. до 35% мас., от 20% мас. до 30% мас., от 20% мас. до 25% мас., от 25% мас. до 30% мас. или от 30% мас. до 35% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 23% мас., такое как, по меньшей мере 25% мас., по меньшей мере 28% мас., по меньшей мере 30% мас., по меньшей мере 31% мас., по меньшей мере 32% мас., по меньшей мере 33% мас. или по меньшей мере 35% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 1% мас., такое как, по меньшей мере 10% мас., по меньшей мере 15% мас., по меньшей мере 20% мас. или по меньшей мере 30% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять менее 38% мас., такое как менее 35% мас., менее 34% мас., менее 30% мас., менее 25% мас., менее 20% мас. или менее 15% мас.
Водородные формы цеолитов, используемых в ККТС-системах, представляют собой сильные твердые кислоты и могут способствовать основным кислотокатализируемым реакциям, таким как изомеризация, алкилирование и крекинг. Отдельная модальность активации большинства цеолитных катализаторов, используемых в нефтехимических применениях, включает в себя квантово-химические реакции кислоты Льюиса. Настоящая система выигрывает от характеристик возобновляемого нефтяного топлива, а именно ОКЧ или кислотной природы, которые могут привести к улучшению крекинга или конверсии ВГО (т.е. синергический эффект) в ККТС-операциях. Это дает сдвиг к более легким крайним фракциям и желательным продуктам и снижению нежелательных продуктов путем, например, тяжелой циклической нефти и осветленного суспензионного масла.
Каталитический крекинг текучей среды ((ККТС)) может быть способом конверсии, используемым в нефтеочистке. Он может широко использоваться для конверсии фракций высококипящих высокомолекулярных углеводородов сырой нефти в более ценные бензин, олефиновые газы и другие продукты. Каталитический крекинг дает больше бензина с высоким октановым числом. Он также дает газообразные побочные продукты, которые являются более олефиновыми, а отсюда более ценными, чем получаемые термическим крекингом.
Сырьем для ККТС может быть обычно та часть сырой нефти, которая имеет начальную температуру кипения 340°C или выше при атмосферном давлении и среднюю молекулярную массу в интервале от примерно 200 до 600 или выше. Данная часть сырой нефти может часто называться как тяжелый газойль. ККТС-способ выпаривает и разрушает длинноцепочечные молекулы высококипящих углеводородных жидкостей на намного более короткие молекулы при контактировании сырья при высокой температуре и умеренном давлении с псевдоожиженным порошкообразным катализатором.
На фиг. 1 представлена установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС). Блок-схема типичной современной ККТС-установки на фигуре основана на конфигурации «бок о бок». Иллюстрация показывает, где исходное сырье 101 возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в систему. ККТС-установка может быть разработана так, чтобы иметь две или более точек введения сырья по меньшей мере одного исходного сырья нефтяной фракции и по меньшей мере одного исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, или указанные материалы могут быть совместно введены (при последующем их смешении выше по потоку от точки введения), или система может быть оборудована множественными точками введения либо одного, либо обоих, либо смесей сырья. Альтернативно, ККТС-установка может быть модернизирована с включением пути введения возобновляемого нефтяного топлива, например, введения впускного окна вблизи вертикальной трубы или в некоторой точке в способе, в которой катализатор может быть в восходящем потоке.
На фиг. 2А-2В исходное сырье 101 непереработанного возобновляемого нефтяного топлива может быть подан выше по потоку или ниже по потоку от впускного окна 201 питания - газойля (ГО). Исходное сырье 101 возобновляемого нефтяного топлива вводится в данную секцию вертикальной трубы, поэтому потенциально придавая свойства возобновляемого нефтяного топлива (например, кислотную природу нефти) катализатору и промотируя ГО-конверсию, т.к. он может быть введен ниже по потоку от возобновляемого нефтяного топлива 101. Альтернативно, возобновляемое нефтяное топливо может быть введено ниже по потоку от форсунок 201 введения питания свежего ГО. На фиг. 2В представлена модернизированная вертикальная труба, оборудованная модернизированными впускными окном или окнами 102 возобновляемого нефтяного топлива. Вертикальная труба может быть приспособлена для содержания множественных впускных окна или окон 102 возобновляемого нефтяного топлива как до, так и после введения ВГО. Она может быть модернизирована так, чтобы иметь только одно дополнительное впускное окно 102 возобновляемого нефтяного топлива, расположенное либо до, либо после точки введения ГО, или она может быть модернизирована так, чтобы иметь впускные окно или окна 102 возобновляемого нефтяного топлива вдоль линии подачи материала ГО.
На фиг. 3А система охлаждения вертикальной трубы вводит выпаренное топливо в вертикальную трубу выше впускных форсунок 201 подачи ВГО. Рециклируемый материал может действовать как поглотитель тепла, т.е. он может быть выпарен катализатором. При постоянной температуре на выпуске вертикальной трубы охлаждение может увеличить соотношение катализатор:нефть, потому что точка регулирования температуры на выпуске вертикальной трубы может быть ниже по потоку от места охлаждения. Введение охлажденного топлива может также увеличить температуру в зоне смешения и нижней секции вертикальной трубы, как показано на фиг. 3. В варианте (или модернизированном варианте) исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в линию охлаждения вертикальной трубы.
В некотором варианте может быть, что первичными загрязняющими веществами, найденными в ВГО, обычно подаваемыми в ККТС-систему, являются ванадий, никель и в меньшей степени натрий и железо. Катализатор, используемый в ККТС-системе, может иметь тенденцию адсорбировать указанные загрязняющие вещества, которые могут тогда иметь отрицательное воздействие на конверсию ВГО в реакторе. Дополнительное преимущество совместной подачи возобновляемого нефтяного топлива с ГО, например ВГО, в ККТС-систему состоит в том, что возобновляемое нефтяное топливо содержит мало или совсем не содержит указанные загрязняющие вещества. Поэтому это увеличивает срок службы катализатора и способствует поддержанию большей активности катализатора и улучшенные уровни конверсии.
В некоторых вариантах система или устройство, которые могут использоваться для переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции, возобновляемого нефтяного топлива или их комбинаций, могут включать в себя нефтеочистительную систему, установку конверсии, такую как установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС), ККТС нефтеочистительную систему, коксовик, установку коксования, промысловую обогатительную установку, гидрообрабатыватель, установку гидрообработки, установку гидрокрекинга, установку гидрокрекирования или установку десульфуризации. Например, система, устройство или конверсия могут являться или содержать работу ККТС-установок; система или устройство является или содержит коксовик; система или устройство является или содержит устройство гидрообработки или система или устройство является или содержит устройство гидрокрекинга. В некоторых вариантах система или устройство, которые используются для переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции, возобновляемого нефтяного топлива или их комбинации, могут включать в себя модернизированную нефтеочистительную систему, такую как нефтеочистительная система, содержащая модернизированное окно для введения возобновляемого нефтяного топлива. Например, используемые система или устройство могут включать модернизированную ККТС-систему нефтеочистки, имеющую одно или более модернизированных окон для введения возобновляемого нефтяного топлива. Модернизированным окном, например, может быть окно из нержавеющей стали, такое как окно 304 или 316 из нержавеющей стали, титана или некоторого другого сплава или комбинации материала с высокой долговечностью, высокой стойкостью к окружающей среде.
В некоторых вариантах настоящая система включает устройство и способ его применения, например нефтеочистительную систему, такую как установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС), ККТС-система нефтеочистки, коксовик, установка коксования, промысловая обогатительная установка, гидрообрабатыватель, установка гидрообработки, установка гидрокрекинга, установка гидрокрекирования, установка десульфуризации или модернизированная система нефтеочистки, в связи с обеспечением, впрыском, введением или переработкой возобновляемого нефтяного топлива. Например, нефтеочистительная система для переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом может включать в себя модернизированную систему нефтеочистки, установку каталитического крекинга текучей среды (ККТС), модернизированную ККТС-установку, коксовик, модернизированный коксовик, промысловую обогатительную установку, гидрообрабатыватель, модернизированный гидрообрабатыватель, установку гидрокрекинга или модернизированную установку гидрокрекинга.
В некоторых вариантах способ может содержать введение, впрыск, подачу, совместную подачу возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему через зону смешения, форсунку, модернизированное окно, модернизированную форсунку, линию скоростного водяного пара или действующий кран. Например, способ может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом. В некоторых вариантах переработка может содержать совместное введение исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, такое как совместное питание, независимое или отдельное введение, впрыск, подача или совместная подача исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему. Например, исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть обеспечены, введены, впрыснуты, поданы или совместно поданы вблизи друг друга в реактор, реакционную зону, реакторную вертикальную трубу нефтеочистительной системы. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть обеспечено, введено, впрыснуты, подано, совместно подано в реактор, реакционную зону или реакторную вертикальную трубу нефтеочистительной системы вблизи, выше по потоку или ниже по потоку от точки подачи или впрыска исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо идут в контакте друг с другом при подаче, впрыске, питании, совместном питании в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо идут в контакте друг с другом после поступления в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо сначала контактируют друг с другом после поступления, введения, впрыска, подачи или совместной подачи в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо смешиваются совместно перед введением в нефтеочистительную систему.
Исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему с помощью различных или подобных подающих систем. Например, исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему с помощью одной или более независимых или отдельных впрыскивающих форсунок. Исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему вблизи или недалеко друг от друга в ККТС реакторную вертикальную трубу в нефтеочистительной системе. Возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему выше, ниже, недалеко или вблизи точки введения материала ископаемого топлива в нефтеочистительную систему. В некоторых вариантах одна или более впрыскивающих форсунок могут быть расположены в ККТС реакторной вертикальной трубе в нефтеочистительной системе, подходящей для введения материала ископаемого топлива или возобновляемого нефтяного топлива. Возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему через линию транспортирующего водяного пара, расположенную в нижней части ККТС реакторной вертикальной трубы. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции может быть введен в нефтеочистительную систему в первой точке впрыска, а возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему во второй точке впрыска. Например, первая точка впрыска может быть выше по потоку от второй точки впрыска, первая точка впрыска может быть ниже по потоку от второй точки впрыска, первая точка впрыска может быть вблизи второй точки впрыска, первая точка впрыска и вторая точка впрыска могут быть расположены в реакторной вертикальной трубе, такой как ККТС реакторная вертикальная труба. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено ниже реакторной вертикальной трубы, такой как ККТС реакторная вертикальная труба, в процессе конверсии исходного сырья нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть введено через систему охлаждения вертикальной трубы выше по потоку, ниже по потоку или вблизи от точки введения исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено через систему охлаждения вертикальной трубы, расположенную выше, ниже или вблизи впрыскивающей форсунки исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах полученный топливный продукт может содержать продукт установки каталитического крекинга текучей среды, имеющей нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо в качестве реагентов, например продукт установки каталитического крекинга текучей среды, перерабатывающей нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо, продукт установки каталитического крекинга текучей среды, где установка каталитического крекинга текучей среды получает нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо, переработанный продукт из смеси исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, которая была в контакте с катализатором.
В некоторых вариантах полученный топливный продукт может содержать смесь продукта установки каталитического крекинга текучей среды, полученную в результате каталитического контактирования сырья, содержащего возобновляемое нефтяное топливо, например топливную смесь, полученную из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, такую как топливная смесь, полученная из 80-99,95% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 0,05-20% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах способ получения нефтяной фракции с заменяющим количеством возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора дает в результате увеличенный, или улучшенный выход транспортного топлива, например, и увеличивает, по меньшей мере, на 0,5% мас. по сравнению с идентичным способом на базе эквивалентной энергии или углеродосодержания сырья, в котором нефтяная фракция не заменяется возобновляемым нефтяным топливом. Например, улучшенным, или увеличенным, выходом транспортного топлива может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо и/или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ улучшения, или увеличения, конверсии нефти относительно ввода эквивалентной энергии фракции нефти нефтеочистки может содержать переработку меньшего количества фракции нефти с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, способ улучшения, или увеличения, конверсии исходного сырья нефтяной фракции может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ улучшения, или увеличения, выхода топлива из нефтяного сырья может содержать переработку нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, улучшенным, или увеличенным, выходом топлива может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ получения топлива может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, способ получения топлива может содержать обеспечение исходного сырья нефтяной фракции для переработки с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; и ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; или iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением.
Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор:(объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) регулирование соотношения катализатор:(объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, может содержать увеличение или снижение % мас. или % об. возобновляемого нефтяного топлива для поддержания профиля конкретного топливного продукта, такого как поддержание увеличенного выхода бензина, дизельного топлива, СНГ, печного топлива, топлива для реактивных двигателей или НПО, такого как бензин, НПО или бензин и НПО. Например, способ может содержать увеличение или снижение соотношения катализатор:нефть для поддержания профиля конкретного топливного продукта, такого как поддержание увеличенного выхода бензина, дизельного топлива, СНГ, печного топлива, топлива для реактивных двигателей или НПО, такого как бензин, НПО или бензин и НПО. Например, способ получения топливного продукта, имеющего по меньшей мере 70% об. бензина и НПО, может содержать следующие стадии: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; и ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; или iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, полученным топливом может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ содержит переработку или совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции в присутствии катализатора с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением топливного продукта, такого как топливный продукт, соответствующий числу целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, полученный топливный продукт переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке может содержать дистиллированное топливо или дистиллированное нефтяное топливо, печное топливо, очищенное печное топливо, дистиллят печного топлива или дистиллят очищенного печного топлива. В некоторых вариантах полученный топливный продукт может включать в себя одно или более из транспортного топлива, такого как высококачественное жидкое транспортное топливо, бензин, легкий циклический нефтепродукт ((ЛЦНП) (LCO)), дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, СНГ (С4-С3), дистиллят печного топлива, средний дистиллят, высококачественный средний дистиллят, сжигаемое топливо, моторное топливо, генераторное топливо, топливо для генераторов, горючее топливо для двигателей внутреннего сгорания, ценное топливо или компонент ценного топлива, целлюлозное топливо, топливо, соответствующее числовому индексу целлюлозной возобновляемой идентификации, или топливо, соответствующее D-коду 1-7, в соответствии с нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу (такое как топливо D-код 1, топливо D-код 2, топливо D-код 3, топливо D-код 4, топливо D-код 5, топливо D-код 6 или топливо D-код 7). В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может иметь профиль из 50-55% об. бензина, 15-20% об. ЛЦН, 15-20% об. СНГ и 6-12% об. ЖНП (НСО). Например, получаемый топливный продукт может состоять исключительно из тяжелой циклической нефти ((ТЦН) (LCO)), сухого газа или кокса. В некоторых вариантах получаемым топливным продуктом может быть дизельное топливо, бензин, топливо для реактивных двигателей, целлюлозное топливо, топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, или печное топливо. Например, топливным продуктом может быть целлюлозное топливо, такое как дизельное топливо, дизельное топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, бензин, бензин, соответствующий числу возобновляемой целлюлозной идентификации, печное топливо, печное топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, целлюлозное топливо с квалификацией по числам возобновляемой целлюлозной идентификации или топливо, соответствующее D-код 7.
В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен с помощью маршрута топлива, определенного нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования чисел целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, маршрут может включать в себя маршрут транспортного топлива, маршрут дизельного топлива, маршрут бензина, маршрут печного топлива, маршрут целлюлозного топлива, маршрут, соответствующий числу возобновляемой целлюлозной идентификации, маршрут, соответствующий образованию, производству, получению или изготовлению топлива, соответствующего числу возобновляемой целлюлозной идентификации, или маршрут, который совпадает с маршрутом топлива, определенным нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, получаемым топливным продуктом может быть топливо, соответствующее нормам стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозного возобновляемого индекса, такое как целлюлозное топливо, соответствующее нормам стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозного возобновляемого индекса, или совместно переработанный продукт нефтеочистки, подходящий для по существу образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен в соответствии со способом, который может совпадать с образованием одного или более, такого как множество, чисел целлюлозных возобновляемых индексов. Например, перерабатываемый топливный продукт может быть способен к получению, образованию числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть заменяемым, разрабатываемым или продаваемым для получения одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации. Получаемый топливный продукт и способ его получения могут быть способными удовлетворять возобновляемым объемным обязательствам, установленным нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу. Например, получаемый топливный продукт может соответствовать требованиям США по возобновляемым объемным обязательствам. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен способом, содержащим получение одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации на основе количества топлива, полученного в соответствии с или отвечая требованиям определения целлюлозного топлива. Например, целлюлозным топливом может быть бензин, дизельное топливо, ЛЦН, СНГ, топливо для реактивных двигателей или печное топливо. В некоторых вариантах способ может содержать разработку, продажу или замену одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации, полученных из получаемого топливного продукта, таких как топливо, соответствующее числу целлюлозной возобновляемой идентификации, имеющее D-код 7, в соответствии с нормами США.
В некоторых вариантах маршрут получения топлива, соответствующего числу целлюлозной возобновляемой идентификации, может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ соответствия требованиям по обязательствам возобновляемого объема ((ОВО) (RVO)) согласно RFS-нормам США может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)) в присутствии катализатора.
На фиг. 4 представлена установка коксования для использования с настоящей системой согласно одному варианту. Коксовик, или установка коксования, может быть типом установки конверсии, которая может использоваться в нефтеочистительной установке, которая преобразует кондиционированное исходное сырье 101 возобновляемого топлива. Способ термически расщепляет длинноцепочечные углеводородные молекулы в остаточном нефтяном питании на короткоцепочечные молекулы.
Кокс может быть либо топливного сорта (с высоким содержанием серы и металлов), либо анодного сорта (с низким содержанием серы и металлов). Сырой кокс прямо из коксовика может часто называться как неготовый кокс. В данном контексте «неготовый» означает необработанный. Дополнительная обработка неготового кокса прокаливанием в карусельной печи удаляет остаточные летучие углеводороды из кокса. Прокаленный нефтяной кокс может быть дополнительно обработан в анодной обжиговой печи для того, чтобы получить анодный кокс с желаемыми формой и физическими свойствами. Аноды, главным образом, используются в алюминиевой и сталелитейной промышленности.
Сырая нефть, извлекаемая в результате эксплуатации промыслов, таких как нефтеносные пески Западной Канады, может быть предварительно переработана перед тем, как она заполнит трубопровод и перед использованием на традиционных нефтеочистительных заводах. Указанная предварительная переработка может называться «обогащением» (осуществляемым на промысловой обогатительной установке), ключевые составляющие которой являются следующими:
- удаление воды, песка, физических отходов и легких продуктов;
- гидрообработка; и
- гидрогенизация путем отбора углерода или каталитический гидрокрекинг ((КГК) (HCR)).
Поскольку отбор углерода может быть очень неэффективным и расточительным в большинстве случаев, каталитический гидрокрекинг может быть предпочтительным в некоторых случаях.
Гидрообработка и гидрокрекинг вместе могут быть известны как водородообработка. Большая проблема в водородообработке может касаться примесей, найденных в тяжелой нефти, т.к. они отравляют катализаторы со временем. Многие усилия были сделаны по обеспечению высокой активности и срока службы катализатора. Каталитические материалы и распределения пор по размеру являются ключевыми параметрами, которые необходимо оптимизировать для решения указанных сложных задач, и это варьируется от места к месту в зависимости от присутствующего сырья.
Гидрокрекингом может быть способ каталитического крекинга с помощью присутствия повышенного парциального давления водородного газа. Подобно установке гидрообработки функцией водорода может быть очистка углеводородного потока от гетероатомов серы и азота.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено на операции промыслового обогащения. Способы, как описано выше, могут быть использованы для подачи возобновляемого топлива на любую операцию установки, связанную с промысловыми обогатительными системами.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в устройство очистки машинного масла. В частности, возобновляемое топливо может быть введено в секцию гидрообработки нефтеочистительного завода, где получаются бензин и другие моторные топлива. Некоторые возобновляемые топлива, такие как растительное масло, могут иметь свойства, которые способны к смешению, замене или улучшению продуктов машинного масла.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему, такую как установка ККТС, установка гидрообработки или установка гидрокрекинга, в количестве в интервале от 0,05% мас. до 20% мас. по отношению к количеству введенного исходного сырья нефтяной фракции, таком как в интервале от 0,05% мас. до 15% мас., в интервале от 0,05% мас. до 14% мас., в интервале от 0,05% мас. до 13% мас., в интервале от 0,05% мас. до 12% мас., в интервале от 0,05% мас. до 11% мас., в интервале от 0,05% мас. до 10% мас., в интервале от 0,05% мас. до 9% мас., в интервале от 0,05% мас. до 8% мас., в интервале от 0,05% мас. до 7% мас., в интервале от 0,5% мас. до 20% мас., в интервале от 0,5% мас. до 15% мас., в интервале от 0,5% мас. до 10% мас., в интервале от 1% мас. до 15% мас., в интервале от 2% мас. до 12% мас., в интервале от 3% мас. до 10% мас., в интервале от 4% мас. до 9% мас. или в интервале от 7% мас. до 15% мас. по отношению к количеству введенного исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему, такую как установка ККТС, установка гидрообработки или установка гидрокрекинга, в количестве в интервале от 0,05% мас. до 20% мас. по отношению к общему введенному количеству исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, таком как в интервале от 0,05% мас. до 15% мас., в интервале от 0,05% мас. до 14% мас., в интервале от 0,05% мас. до 13% мас., в интервале от 0,05% мас. до 12% мас., в интервале от 0,05% мас. до 11% мас., в интервале от 0,05% мас. до 10% мас., в интервале от 0,05% мас. до 9% мас., в интервале от 0,05% мас. до 8% мас., в интервале от 0,05% мас. до 7% мас., в интервале от 0,5% мас. до 20% мас., в интервале от 0,5% мас. до 15% мас., в интервале от 0,5% мас. до 10% мас., в интервале от 1% мас. до 15% мас., в интервале от 2% мас. до 12% мас., в интервале от 3% мас. до 10% мас., в интервале от 4% мас. до 9% мас. или в интервале от 7% мас. до 15% мас. по отношению к общему введенному количеству исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах способ получения топливного продукта может содержать переработку 80-99,95% мас. исходного сырья нефтяной фракции с 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора. Например, способ может содержать переработку 80% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 20% мас. возобновляемого нефтяного топлива, такого как 85% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 15% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 10% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 95% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 5% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 98% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива или 99,5% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 0,5% мас. возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в массовом соотношении в интервале от 80:20 до 99,95:0,05. Например, способ может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в массовом соотношении 98:2, таком как массовое соотношение 95:5, 90:10, 85:15 или 80:20. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива относительно количества перерабатываемого исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива относительно общего количества исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% об. возобновляемого нефтяного топлива относительно объема перерабатываемого исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% об. возобновляемого нефтяного топлива относительно общего объема исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах массовое отношение общего количества исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, введенного в нефтеочистительную систему, к количеству используемого катализатора или общее количество объединенных исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, введенного в нефтеочистительную систему, которое контактирует с катализатором, используемым в нефтеочистительной системе (иногда называемое как «отношение катализатора к нефти», или «отношение катализатор:нефть»), может находиться в интервале от 4:1 до 15:1. Например, отношение катализатора к нефти может находиться в интервале от 4:1 до 13:1, таком как от 5:1 до 10:1, от 5:1 до 9:1, от 6:1 до 8:1, от 4:1 до 7:1 или от 6:1 до 7:1. Например, отношение катализатора к нефти может быть 4:1, такое как 5:1, 6:1, 7:1, 8:1, 9:1, 10:1, 11:1, 12:1, 13:1, 14:1 или 15:1.
В некоторых вариантах перед введением исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)) в нефтеочистительную систему для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть смешан с растительными маслами, спиртами или другими материалами, производными из целлюлозы, как средство кондиционирования исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) перед переработкой. В некоторых вариантах исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть смешан с растительными маслами, спиртами или другими материалами, производными из целлюлозы, если водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может составлять менее 20% мас., такое как менее 15% мас., 10% мас. или менее 5% мас. Например, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), имеющий водосодержание менее 20% мас. или менее 15% мас., может быть смешан с одним или более спиртов, таких как метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, глицерин или бутанол, перед введением в нефтеочистительную систему.
Согласно одному варианту смеси возобновляемых топлив со спиртами или растительными маслами также могут быть смешаны или составить смесь с нефтяными материалами с или без поверхностно-активного вещества перед введением в нефтеочистительные системы, включая ККТС.
Согласно одному варианту рециклируемые продукты от ниже по потоку или другой операции установки в нефтеочистительной системе могут быть источником смешанного материала с возобновляемым нефтяным топливом перед введением в нефтеочистительную систему или ККТС.
Согласно одному варианту возобновляемое масло или возобновляемое нефтяное топливо могут быть эмульгированы топливом на основе нефтяной фракции, затем введены в способ нефтеочистки. Эмульгирование может быть достигнуто механически или достигнуто путем использования соответствующей химической эмульгирующей среды.
Согласно одному варианту настоящая система содержит переработку биомассы или возобновляемого сырья в любой системе пиролиза. Типичные реакторные системы для введения кондиционированного возобновляемого сырья включают в себя, но не ограничиваются этим, уносимый нисходящий поток, абляционные реакторы, переносящий слой, псевдоожиженный слой, червячные, или шнековые, системы и вращающийся конус. Характеристиками реактора быстрого пиролиза для максимального получения топлива являются очень быстрое нагревание кондиционированного возобновляемого сырья и быстрое охлаждение получаемых паров. Более подробное рассмотрение быстрого пиролиза может быть найдено в разделе «Предпосылки создания изобретения» данного документа.
На фиг. 5 представлена типичная система введения обогащенного питания для использования с настоящей системой согласно одному варианту. Подающие форсунки являются модифицированными для свойств исходного сырья 101 кондиционированного возобновляемого нефтяного топлива, и форсунки могут быть переработаны в нержавеющую сталь или другой подходящий металлургический материал, если они уже не годны и не отрегулированы для введения возобновляемого нефтяного топлива с обеспечением обогащения в существующих системах.
Согласно одному варианту кондиционированное возобновляемое нефтяное топливо может быть использовано в ККТС-установках, которые в настоящее время используют катализатор, известный как ZSM-5. Может быть показано, что ZSM-5 является благоприятным катализатором для конверсии биомассы в углеводороды.
На фиг. 6 представлена типичная ККТС-установка с двойными вертикальными трубами согласно одному варианту. Система с двойными вертикальными трубами может содержать по меньшей мере один впускной элемент для введения нефтяной фракции и по меньшей мере один элемент для введения возобновляемого нефтяного топлива, так что они могут контактировать с катализатором и совместно перерабатываться. Другой вариант может содержать систему с двойными вертикальными трубами, которая может быть модернизирована с обеспечением по меньшей мере одного элемента для введения возобновляемого нефтяного топлива, так что они могут контактировать с катализатором и совместно перерабатываться. Сырье 101, содержащее возобновляемое нефтяное топливо, может быть подано во вторую вертикальную трубу из двух ККТС вертикальных труб (как показано на фиг. 6).
Время контактирования катализатора с сырьем может содержать время пребывания в вертикальной трубе и время пребывания в завершающей системе вертикальной трубы. Например, в некоторых вариантах время пребывания в вертикальной трубе может составлять около 2-3 секунд, причем время пребывания в завершающей системе вертикальной трубы может составлять дополнительные 1-2 секунды. Это может дать общее время контактирования катализатора около 3-5 секунд. Например, сырье может взаимодействовать с катализатором более 2 секунд, например более 3 секунд, более 4 секунд, такое как 3-7 секунд или 2-4 секунды, или 3-5 секунд.
В другом варианте предусматриваются способ и система для введения возобновляемого топлива или возобновляемого нефтяного топлива в ККТС-установку нефтеочистки, которая может одновременно перерабатывать нефтяную фракцию с временем контактирования ККТС-катализатора в течение периода более 3 секунд, например 3-7 секунд или 3-5 секунд.
Согласно одному варианту степень введения ВНТ в ККТС нефтеочистительную систему, которая может перерабатывать нефтяную фракцию, может составлять количество менее 10% мас. по отношению к общей массе нефтяной фракции и ВНТ (например, в интервале от 0,05% мас. до 10% мас.) термически полученного возобновляемого топлива с временем контактирования ККТС-катализатора и возобновляемого топлива в течение периода более 3 секунд.
В некоторых вариантах ККТС-установки могут использовать водяной пар для транспортирования катализатора, а также для обеспечения разбавительной среды для регулирования времени пребывания. Транспортирующий водяной пар может поступать в вертикальную трубу ККТС-реактора из нижней части установки и/или через форсунки на стороне реактора. Указанные форсунки могут быть расположены ниже, выше или совместно расположены с точкой введения питания (либо ВНТ-питания, либо ГО-питания, либо как ВНТ-, так и ГО-питания).
В некоторых вариантах можно использовать благодаря свойствам возобновляемого нефтяного топлива систему подачи, отдельную от окна (или узла) подачи нефтяного сырья, для введения материала ВНТ в ККТС-установку. Отдельная система подачи может содержать перегрузку от хранения, предварительное нагревание и подачу возобновляемого топлива в соответствующую точку введения на ККТС. Для обеспечения контакта между возобновляемым топливом и углеводородным сырьем точка введения может быть вблизи впускных форсунок нефтяного сырья, которые обычно расположены в нижней трети ККТС вертикальной трубы.
Согласно одному варианту возобновляемое топливо может быть введено в линию транспортирующего водяного пара вблизи нижней части вертикальной трубы ККТС-реактора, например ниже средней части вертикальной трубы. В альтернативном варианте возобновляемое топливо может быть введено в линию скоростного водяного пара, которая может быть расположена либо выше по потоку, либо ниже по потоку от точки введения углеводородов. Согласно другому варианту возобновляемое топливо может быть введено через распылительную форсунку, которая может быть введена в одну или множество линий водяного пара или может быть введена в линию или линии рециклируемого транспортирующего водяного пара.
Согласно одному варианту степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи (т.е. отдельной от системы подачи углеводородов) в нижней трети вертикальной трубы ККТС-реактора. Согласно альтернативному варианту степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи в одной или множестве линий транспортирующего водяного пара. В другом варианте степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи в доступном окне в нижней трети ККТС вертикальной трубы. В другом альтернативном варианте степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи и вводиться в одну из углеводородных форсунок или инжекторов либо отдельно, либо с углеводородами.
В некоторых вариантах способ может содержать: получение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива; введение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему, в которой установка конверсии нефтеочистительной системы может быть выбрана из группы, состоящей из установки каталитического крекинга текучей среды, коксовика, промысловой обогатительной системы, установки очистки машинного масла, установки гидрокрекинга и установки гидрообработки: и совместную переработку материала на основе возобновляемого нефтяного топлива и исходного сырья нефтяной фракции. Например, способ может содержать: (i) получение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива, которое содержит быструю термическую конверсию биомассы, и (ii) кондиционирование материала на основе возобновляемого нефтяного топлива для обеспечения введения в нефтеочистительную систему. В таких случаях кондиционирование материала на основе возобновляемого нефтяного топлива может содержать регулирование содержания золы в интервале от 0,005% мас. до 0,5% мас.; регулирование рН в интервале от 2,0 до 8,0, таком как 2,0-6,0, и регулирование водосодержания в интервале от 0,05% мас. до 30% мас. В некоторых вариантах исходным сырьем нефтяной фракции, используемым в способе, может быть ВГО. В некоторых вариантах способ может содержать введение исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в каталитическую вертикальную трубу установки каталитического крекинга текучей среды. Например, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен выше по потоку от окна впуска ВГО установки каталитического крекинга текучей среды, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен ниже по потоку от окна впуска ВГО установки каталитического крекинга текучей среды, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в линию охлаждения вертикальной трубы установки каталитического крекинга текучей среды, или исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен во вторую вертикальную трубу установки каталитического крекинга текучей среды с двумя вертикальными трубами. В некоторых вариантах система может содержать: производственное оборудование для получения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива; и нефтеочистительную систему, где нефтеочистительная система может быть выбрана из установки конверсии, состоящей из установки каталитического крекинга текучей среды, коксовика, промысловой обогатительной системы, установки очистки машинного масла, установки гидрокрекинга и установки гидрообработки, где исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в нефтеочистительную систему, и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть совместно переработан с исходным сырьем нефтяной фракции в нефтеочистительной системе.
Примеры
Испытания были проведены с использованием различного оборудования, различного нефтяного сырья и ККТС-катализатора с различными количествами жидкого возобновляемого нефтяного топлива. Главная часть экспериментов включает переработку возобновляемого нефтяного топлива с обычным промышленно полученным газойлем в ККТС-установке с усовершенствованной оценкой крекинга ((УОК) (АСЕ)). Кроме того, испытания были проведены в реакторной установке с псевдоожиженным слоем для испытаний на микроактивность ((ИМА) (МАТ)) с коммерческим равновесным катализатором.
Пример 1
Испытательное оборудование
Совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с различными количествами возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (или переработку исходного сырья нефтяной фракции в отдельности для сравнения) проводят в ККТС-установке с усовершенствованной оценкой крекинга ((УОК) (АСЕ)) модель R+ Kayser Technology (здесь указывается как «установка для УОК-испытания», или «ККТС-установка») с использованием ККТС-катализатора.
Установка для УОК-испытания имеет программное обеспечение ЭВМ, которое обеспечивает точное осуществление множественных прогонов без вмешательства оператора. Реактор состоит из трубы из нержавеющей стали с внутренним диаметром 1,6 см с сужающейся конической нижней частью. Разбавитель (азот), идущий из нижней части, псевдоожижает катализатор и также служит в качестве отгоняющего газа в конце каталитического прогона. Сырье, которое вводят в установку для УОК-испытания для крекинга, подают из верхней части через инжекторную трубу с ее выпускным концом вблизи нижней части псевдоожиженного слоя. Используют положение инжектора, которое составляет приблизительно 2,86 см, измеренное от днища реактора.
Установка для УОК-испытания использует циклическую работу единственного реактора (содержащего партию псевдоожиженных частиц катализатора) для имитирования каждой из секций промышленной ККТС-установки: (а) реактор - вертикальная труба - введение питания через катализатор; (b) отпариватель катализатора - отпаривание катализатора в течение определенной длительности; (с) регенерация - регенерация катализатора воздухом при повышенных температурах.
Реактор остается в печи в процессе введения и удаления катализатора. Каждый прогон испытания осуществляется в условиях атмосферного давления и температуры реактора 510°C (950°F). Для получения требуемых отношений катализатор к нефти используют постоянную загрузку 9 г равновесного катализатора и различное время парового способа варьирования времени подачи питания при постоянной скорости подачи 1,2 г/мин. Температуру регенерации псевдоожиженного слоя поддерживают при 712°C (1313°F).
Сырье или комбинации сырья
Исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), используемый в примерах ниже, получают быстрой термической обработкой материала древесных отходов в промышленном способе быстрого пиролиза в соответствии с любым из патента США № 7905990, патента США № 5961786 и патента США № 5792340, каждый из которых приводится здесь в качестве ссылке в своей полноте. Свойства исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) обобщены в таблице 1.
Таблица 1
Параметр Метод испытания ВНТ
Водосодержание, % мас. ASTM E203 26,98%
Вязкость при 40°C, сСт ASTM D445 58,9
Вязкость при 60°C, сСт
Содержание золы, % мас. EN 055 0,02%
Содержание сухого вещества, % мас. ASTM D7579 0,04%
Плотность при 20°C, кг/дм3 EN 064 1,1987
pH ASTM E70-07 2,44
Углеродосодержание, % мас. (как есть) ASTM D5291 41,80%
Водородосодержание, % мас. (как есть) ASTM D5291 7,75%
Азотосодержание, % мас. (как есть) ASTM D5291 0,28%
Серосодержание, % мас. (как есть) ASTM D5453 0,01%
Кислородосодержание, % мас. (как есть) По разности 50,14%
Скорость быстрого нагревания (как есть), кал/г ASTM D240 4093,8
Скорость быстрого нагревания (как есть), МДж/кг ASTM D240 17,1
Скорость быстрого нагревания (как есть), б.т.е./фунт ASTM D240 7369
Отдельные независимые испытания проводят в установке для УОК-испытания, которая перерабатывает или совместно перерабатывает следующее сырье или комбинации сырья (при подаче или совместной подаче):
(1) 100% мас. материала негидрообработанного вакуумного газойля (ВГО) в качестве исходного сырья нефтяной фракции (здесь называется как «материал ВГО»);
(2) 98% мас. материала ВГО и 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ);
(3) 95% мас. материала ВГО и 5% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ);
(4) 90% мас. материала ВГО и 10% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ).
Каждое из указанного сырья или комбинаций сырья перерабатывают или совместно перерабатывают в установке для УОК-испытания при постоянной температуре крекинга 510°C (950°F).
Отношения катализатор к нефти
Для каждого сырья или комбинаций сырья проводят несколько прогонов с независимым использованием различных отношений катализатор к нефти («отношения кат./нефть») в интервале от 4:1 до 11,25:1, в частности, 4:1, 6:1, 8:1, 10:1 и 11,25:1.
Анализ
Каждый из образцов жидкостей, которые были образованы при переработке или совместной переработке сырья или комбинаций сырья в установке для УОК-испытания, собирают и направляют для анализа. Проводят газохроматографический анализ на сухой газовый продукт. Содержание кокса определяют анализом количества диоксида углерода, полученного на стадии регенерации испытания. Результаты УОК-испытания для каждого прогона включают конверсию и выходы сухого газа, сжиженного нефтяного газа (СНГ, С3-С4), бензина (С5 - 221°C), легкого циклического топлива (ЛЦТ, 221-343°C), тяжелого циклического топлива (ТЦТ, 343°C+) и кокса. Конверсию сырья или комбинаций сырья определяют расчетом разницы между количеством сырья или комбинаций сырья и количеством непревращенного материала, определяемого как жидкий продукт, кипящий выше 221°C.
Может быть известно, что качество сырья, загруженного в ККТС-установку, может быть единственным самым значимым фактором, влияющим на выходы и качество продукта. В УОК-испытаниях один и тот же материал ВГО используют в течение всего исследования. Поэтому рассмотренные здесь результаты могут быть рассмотрены в относительных значениях, но может быть необязательно представлять абсолютные выходы, которые могут быть достигнуты при использовании другого альтернативного ККТС-сырья. Результаты, рассмотренные здесь, являются, однако, очень показательными, в частности, в показе выхода и тенденций конверсии относительно данных контрольного испытания ВГО.
Нормализация и эквивалентность сырья или комбинаций сырья
Кривые конверсии и выхода, выраженные на основе ввода эквивалентной энергии или на основе ввода эквивалентного углерода, показывают неожиданный эффект, являющийся результатом комбинации различных количеств исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с материалом ВГО в установке ККТС-типа (установка для УОК-испытания). Исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) имеет около половины содержания углерода и энергии материала ВГО (на эквивалентную массу). Например, при сравнении результатов от комбинации сырья из 98% мас. материала ВГО и 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с результатами от материала 100% мас. ВГО, 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) могут быть использованы вместо 2% мас. материала ВГО, что означает, что приблизительно на 1% меньше углерода и на 1% меньше энергии являются доступными в ККТС-установке для последующей конверсии в желаемые продукты. Если углерод и энергия исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) были превращены в бензин в тех же пропорциях, как углерод и энергия материала ВГО, тогда будет ожидаться, что выход бензина упадет на 1% в случае комбинации 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), и когда равные количества общей массы или объема подаются в ККТС-установку. Однако, выход бензина падает менее чем на 1% в данном случае, явление, которое наблюдается для всех уровней замены (т.е. комбинации материала 2% мас., 5% мас. и 10% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ)). Поэтому если ввод может быть выражен в эквивалентном количестве углерода или энергии в ККТС-установке (т.е. поддержание ввода углерода или ввода энергии постоянными, несмотря на то, подаются ли чистый материал ВГО или комбинации материала ВГО с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (смеси)), тогда может быть заметное увеличение выхода бензина, когда исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть объединен или смешан с материалом ВГО. Может быть важно отметить, что, когда выходы выражаются на постоянный ввод углерода или энергии в ККТС-установку, безусловным в данном допущении является то, что ввод общей массы или объема в ККТС-установку будет увеличиваться с заменой возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ). В случае комбинации (смеси) материала 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) требуется ввод около 1% дополнительной массы в ККТС-установку для достижения такого же ввода углерода или энергии, как для 100% ВГО-питания. В терминах объемного введения с учетом разности плотности между ВГО и ВНТ менее 1% дополнительного объема комбинации (смеси) материала 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) в ККТС-установку будет результатом для достижения равного ввода углерода или энергии в ККТС-установку как в случае материала чистого ВГО.
Кривые конверсии и выхода, рассмотренные здесь, были получены с использованием экспериментальных данных по массовому выходу, полученных от установки для УОК-испытания, в сочетании с содержанием энергии и углерода введенного сырья. В случае ввода эквивалентной энергии массовые выходы делят на ввод энергии сырья, что может быть функцией пропорции введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), с использованием барреля эквивалента нефти ((БЭН) (ВОЕ)) в качестве единиц энергии (т.е. 5,8 млн б.т.е. (кДж)). Выход бензина может быть представлен как на основе эквивалентности ввода энергии, так и на основе эквивалентности ввода углерода. Эквивалентность углерода может быть эффективно такой же, как на основе ввода энергии, и может быть рассчитана по полученным данным по массе подобным образом, но может быть обычно более ясным и понятным выражением, чем на основе эквивалентной энергии.
Фигуры, рассмотренные в данном разделе, выделяют конверсию комбинаций или смесей материала чистого ВГО и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (2% мас., 5% мас. и 10% мас.), а также соответствующие выходы бензина, СНГ, сухого газа, легкого циклического топлива (ЛЦТ), тяжелого циклического топлива (ТЦТ) и кокса как функцию отношения катализатор к нефти (кат./нефть) в установке для УОК-испытания. Здесь также рассмотрено влияние комбинирования или смешения различных количеств исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с материалом ВГО на октановое число бензина (октановые числа как экспериментального сорта, так и моторного сорта).
Влияние ВНТ-смесей на конверсию
В целях данного примера конверсия сырья, показанная на фиг. 7 и 8, составляет: введенная масса ВГО или смеси ВНТ/ВГО минус массовые выходы как легкого циклического топлива (ЛЦТ), так и тяжелого циклического топлива (ТЦТ). Получают данные по УОК-конверсии с температурой ККТС-реакции, массой катализатора и временем контактирования катализатора, все фиксированное для материала данной смеси ВГО и ВНТ, и варьируемым является только соотношение катализатор:нефть.
На фиг. 7 показано общее увеличение конверсии каждого из питаний при больших соотношениях катализатор:нефть. В целях данного примера во всех случаях при введении ВНТ в материал ВГО имеется смещение в кривых в результате увеличения массовой конверсии. Другими словами, получается меньше ЛЦТ и ТЦТ, когда количество ВНТ в смеси ВГО может быть увеличено. При соотношение катализатор:нефть 8:1 может быть увеличение конверсии относительно ВГО-конверсии от приблизительно 0,7 до 1,4%, когда смесь ВНТ с ВГО увеличится от 2 до 10% мас. Как указано выше, т.к. содержание энергии ВНТ может составлять около половины энергии ВГО, другой способ представления конверсии может быть на основе ввода эквивалентной энергии. На фиг. 8 установлено, что конверсия материала ВГО/ВНТ резко увеличивается, когда увеличивается степень замены ВНТ.
Влияние ВНТ-смесей на выходы бензина
Главной целью ККТС-операций может быть получение оптимальных выходов бензина, и в целях данного изучения бензиновая фракция может быть определена как фракция С5 с температурой кипения 221°C. На фиг. 9 выход бензина представлен как функция соотношения катализатор:нефть для различных питаний. Было установлено, что выходы бензина первоначально увеличиваются, когда увеличивается соотношение катализатор:нефть, до максимума при соотношении катализатор:нефть примерно от 7:1 до 8:1. Дальнейшее увеличение соотношения катализатор:нефть дает снижение выхода бензина, что может быть связано с чрезмерно глубоким крекингом в установленных условиях в реакторе.
Что касается выхода бензина для различных смесей ВНТ в данном изучении, имеется значительное увеличение получения чистого бензина, когда эквивалентное количество ВГО и ВНТ/ВГО в плане введенной энергии может быть переработано в ККТС-установке. Вообще, когда смесь ВНТ в ВГО-питании может быть увеличена от 2% мас. до 10% мас., имеется заметное и существенное увеличение выхода бензина. Кроме того, для данного примера заметно, что максимальный выход бензина имеет место при слегка сниженном соотношении катализатор:нефть (при приблизительно 7:1) по сравнению с эталонным ВГО-питанием (приблизительно 8:1).
Выход бензина также может быть представлен в плане количества углерода в сырье, которое может быть превращено в бензин. Подобно варианту на основе содержания энергии, ВНТ имеет более низкое содержание углерода, чем ВГО. Поэтому в данном примере меньше углерода может быть подано в ККТС-установку (и меньше углерода может стать доступным для конверсии в бензин), т.к. пропорция ВНТ может быть увеличена. Синергический эффект совместной переработки ВНТ может быть легко показан, если выходы бензина основаны на количестве введенного углерода, который может быть превращен в бензин.
Более конкретно, как было в случае с содержанием энергии, в данном эксперименте ВНТ имеет приблизительно половину углеродосодержания ВГО. Эталонный ВГО имеет углеродосодержание приблизительно 87% мас., тогда как углеродосодержание 2% мас., 5% мас. и 10% мас. ВНТ-смесей составляет 86,1%, 84,7% и 82,4% мас. соответственно. Выходы бензина, выраженные на основе ввода эквивалентного углерода, представлены на фиг. 10 как функция соотношения катализатор:нефть в установке для УОК-испытания. В данном примере может иметься значительное и существенное увеличение выхода бензина, когда ВНТ-замена может быть увеличена с 2% мас. до 10% мас. Указанные выходы предполагают, что большее количество углерода в ВГО может привести к получению бензина, чем было бы в ином случае, без введения ВНТ в смесь. ВНТ может синергически влиять либо на химию крекинга, либо на каталитическую активность в пользу бензинового продукта.
Влияние ВНТ-смесей на выход сжиженного нефтяного газа (СНГ)
При работе ККТС-установки СНГ (определенный как (C3+C4)-углеводороды) может рассматриваться как ценный продукт, т.к. он состоит из компонентов, которые могут использоваться как сырье алкилирования и нефтехимическое сырье. В данном примере увеличение ВНТ-смесей в ВГО дает в результате увеличение СНГ-выходов (на основании постоянного ввода энергии), и данный эффект показан на фиг. 11. Указанная тенденция также выдерживается на основании постоянного ввода углерода в ККТС-установку, предполагая, что введение ВНТ, предпочтительно, вызывает более высокую конверсию углерода в СНГ.
Влияние ВНТ-смесей на выход сухого газа
В данном примере сухой газ может быть определен как сумма Н2, H2S, оксидов углерода и (C1-C2)-углеводородов. Хорошая работа ККТС-установки может поддерживать указанные продукты на минимуме, т.к. избыточное получение сухого газа может вызвать ниже по потоку ограничения работы установки в отношении компрессии газа. Влияние на выходы сухого газа показано на фиг. 12, и, как ожидалось, выход сухого газа увеличивается, когда увеличивается соотношение катализатор:нефть. На основании ввода эквивалентной энергии (т.е. испытание смеси ВНТ/ВГО, имеющее одинаковый ввод энергии, как ввод энергии эталонного ВГО) имеется увеличение выхода сухого газа, когда увеличивается степень введения ВНТ. В данном примере преобладающими компонентами сухого газа для всех случаев являются этилен, метан и этан.
Влияние ВНТ-смесей на выход легкого циклического топлива (ЛЦТ)
В данном примере легкое циклическое топливо (ЛЦТ) может быть определено как жидкости, которые кипят в интервале 221-343°C, и ценность данного продукта может зависеть от местоположения и назначения нефтеочистки. Обычно ЛЦТ Северной Америки не считается желательным. Однако, где и когда спрос на бензин не является высоким, ККТС-установка может использоваться как источник ЛЦТ среднего дистиллята, который может быть обогащен до дизельного топлива и нефтяного топлива № 2. В данном примере установлено, что влияние ВНТ-смесей на получение ЛЦТ на основе ввода эквивалентной энергии (фиг. 13) является относительно нейтральным на уровне 2% мас. ВНТ-введения, тогда как при 5% мас. и 10% мас. ВНТ-введении имеется заметное увеличение в получении ЛЦТ, выраженное на основе ввода эквивалентной энергии (или ввода углерода).
Влияние ВНТ-смесей на выходы тяжелого циклического топлива (ТЦТ)
В данном примере тяжелое циклическое топливо (ТЦТ) может быть определено как жидкости, которые отгоняются в интервале от 343°C до 525°C. Данный материал может обычно рассматриваться нефтепереработчиками относительно нежелательным непревращенным продуктом со сравнительно высоким содержанием ароматических соединений и возможно высоким содержанием серы. Если возможно, получение ТЦТ из ВГО в ККТС-установке должно быть минимизировано. В данном примере, как показано на фиг. 14, степень получения ТЦТ может не подвергаться значительному воздействию введения 2% мас. или 5% мас. ВНТ в материал ВГО, тогда при 10% мас. ВНТ-замене может быть явно заметно увеличение получения ТЦТ на основании ввода эквивалентной энергии.
Влияние ВНТ-смесей на выходы кокса
В работе ККТС-установки кокс может обычно использоваться для подачи необходимого технологического тепла для проведения реакций. Однако увеличивающееся количество получения кокса может в конечном счете нарушить тепловой баланс ККТС-установки, что дает высокие температуры в регенераторе катализатора. Влияние ВНТ-смесей на получение кокса в данном примере показано на фиг. 15.
На фиг. 15 показано, что выход кокса в данном примере значительно не изменяется при низких смесях ВНТ (т.е. 2% мас. и 5% мас.), тогда как смесь 10% мас. ВНТ дает заметное увеличение получения кокса.
Влияние ВНТ-смесей на выходы бензина на основании ввода 10000 баррель/день (66250 дм3/ч)
Главной целью работы ККТС-установки может быть обычно получение оптимальных выходов бензина, и для целей данного исследования бензиновая фракция может быть определена как С5-фракция с температурой кипения 221°C. На фиг. 16 выход бензина представлен как функция соотношения катализатор:нефть для различных питаний с использованием совместного ввода 10000 баррель/день (66250 дм3/ч) различных сырьевых смесей на основе ВНТ, не содержащего воду. Несмотря на то, что количество энергии и углерода во вводе питания 10000 баррель/день (66250 дм3/ч) смесей ВНТ/ВГО является меньше, чем у эталонного ВГО, было установлено, что выходы бензина в данном примере неожиданно являются выше, чем в случае эталонного материала ВГО. В частности, в данном примере имеется значительное улучшение выхода бензина при высоких уровнях ВНТ-замены.
Оценка галлонов бензина, получаемых на 1 т ВНТ
С использованием значения галлонов бензина, получаемых на 1 т эталонного ВГО и сравнения со значением галлонов бензина, получаемых на 1 т смеси ВНТ/ВГО проводят оценку вклада галлонов бензина, получаемых на 1 т ВНТ. На фиг. 17 представлены галлоны бензина, получаемые на 1 т ВНТ, как функция уровня ВНТ-замены. В данном примере, когда уровень замены изменяется от 2% мас. до 10% мас., галлоны бензина, получаемые на 1 т ВНТ, увеличиваются. При переходе обратно к исходной биомассе выход бензина на 1 т биомассы составляет свыше 90 галлон/т (341 дм3/т) при высоких уровнях ВНТ-замены.
Объем ввода питания для энергоэквивалентной смеси ВНТ/ВГО
Нефтеочистительные заводы обычно работают на объемной основе при обработке, перегрузке, питании и переработке жидких нефтепродуктов. Соответственно, для выполнения удовлетворительного и справедливого сравнения при изучении влияния введения ВНТ в ВГО на выходы бензина может быть важно определить выходы либо на основе ввода эквивалентной энергии, либо на основе ввода эквивалентного углерода (т.е. которые являются соответствующими выходами бензина из смесей ВГО и ВНТ от идентичных количеств введенного углерода и введенной энергии). Кроме того, поскольку ВНТ в данном примере имеет, грубо, половину содержания углерода и энергии ВГО, в данном примере небольшое количество дополнительного объема общего сырья должно быть подано в ККТС-установку, т.к. ВНТ может быть смешано с ВГО для того, чтобы поддержать эквивалентное количество введенного углерода или энергии.
Относительно того, как много дополнительного объема смесей ВНТ/ВГО в данном примере должно вводиться для поддержания постоянного ввода углерода или энергии в ККТС-установку, это показано на фиг. 18. В данном примере неожиданно только небольшое количество дополнительного объема смесей ВНТ/ВГО требуется вводить для компенсации. Указанный объем может быть минимальным в данном примере, т.к. ВНТ может быть намного плотнее, чем ВГО, так что дополнительная масса ВГО может быть введена с пропорционально меньшим воздействием на увеличение общего объема.
На фиг. 18 показано, что в данном примере 2% мас. смесь ВНТ с ВГО требует только 0,8% увеличения объема для подачи такой же энергии или углерода в ККТС-установку, как в случае чистого (100%) ВГО. Другими словами, на каждые 100 баррель (15900 дм3) чистого ВГО будет требоваться 100,8 баррель (16027 дм3) 2% мас. ВНТ-смеси для подачи эквивалентных количеств энергии или углерода в ККТС-установку. Неожиданным в данном примере является то, что выход бензина увеличивается намного больше, чем 0,8% в обычном интервале рабочих условий ККТС-установки, как было испытано в установке для УОК-испытаний.
В данном примере введение только 2% объема смеси 5% мас. ВНТ с ВГО будет сохранять такой же ввод энергии или углерода, как в случае чистого ВГО. На каждые 100 баррель (15900 дм3) чистого ВГО будет подаваться 102 барреля (16218 дм3) 5% мас. ВНТ-смеси в ККТС-установку для того, чтобы поддерживать ввод эквивалентной энергии или углерода. Здесь снова выход бензина является намного больше 2% во всем интервале УОК-испытаний.
Пример 2
Испытательное оборудование
Совместную переработку возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с исходным сырьем нефтяной фракции (или переработку исходного сырья нефтяной фракции в отдельности для сравнения) проводят в установке реактора с псевдоожиженным слоем для испытания микроактивности ((ИМА) (МАТ)) (здесь называется как «установка ИМА-испытания») с использованием коммерчески доступного равновесного катализатора.
Производную из биомассы жидкость, имеющую свойства, подобные показанным в таблице 1, получают на промышленной установке быстрой термической конверсии, где древесные отходы термически крекируют при умеренной температуре в течение короткого периода времени (обычно менее 5 секунд) с выходом жидкости примерно 70-80% мас. Тяжелый газойль ((ТГО) (HGO)) и 5% мас. ВНТ-смесь крекируют в установке ИМА-испытания при 510°C (950°F) с постоянным временем введения топлива 30 секунд при использовании такого же равновесного катализатора, как в случае примера 1.
В данном примере сухой газ состоит из H2, H2S, СО, СО2 и С1-С2-углеводородов. Выход сухого газа увеличивается экспоненциально с конверсией. При данной конверсии в указанном примере два питания дают почти идентичные выходы сухого газа. Только СО2, но не СО, определяют в процессе крекирования двух питаний с выходом СО2 выше на 0,02-0,08% мас. для смеси при 65-75% мас. конверсии, указывающей на разложение или сгорание оксигенатов в смеси. Однако смесь дает H2 меньше на 0,06% мас. в течение всей конверсии в данном исследовании возможно благодаря образованию воды.
Обычно бензин (C5, температура кипения 221°C) является главным и наиболее желательным продуктом в работе ККТС-установки. В данном примере было установлено, что при данной конверсии смесь снижает выход бензина менее чем на 1% мас. до тех пор, пока конверсия не станет выше 70% мас. Необходимо отметить, что сама смесь содержит от 1,33 (рассчитано по анализу ВНТ) до 1,90% мас. (таблица 1) Н2О, что может частично объяснить снижение бензина. Чрезмерно глубокий крекинг наблюдается для данной частной смеси при 75-80% мас. конверсии.
Выход бензина может также выражаться в терминах объемного потока в час (фиг. 19). В данном примере неожиданно было показано, что выход бензина является больше для смеси ВНТ/ТПТ (HFO) для сравнения с выходом бензина от переработки эталонного ТПТ в интервале соотношения катализатор:нефть от 4:1 до 9:1 (т.е. обычный рабочий интервал для ККТС-установки).
Кокс
В работе ККТС-установки кокс обычно необходим для подачи тепла для предварительного нагревания питания и крекинга. Однако слишком большое количество кокса может серьезно отравить катализатор и перегрузить воздуходувку в процессе регенерации катализатора, вызывая чрезмерно высокие температуры в регенераторе. В процессе испытания было установлено, что подобно сухому газу оба топлива дают почти идентичный выход кокса при данной конверсии, хотя смесь имеет на 0,27% мас. выше остаток углерода Конрадсона.
Кислород
В целях данного примера также необходимо отметить распределение кислорода в газообразных и жидких продуктах. Например, после крекинга большая часть кислорода в смеси в данном примере проявляется как Н2О (74,6-94,1% мас.) с остатком, образующим СО2 (0,7-5,3% мас.). Жидкие продукты были проанализированы на кислородосодержание, и было установлено, что оно является ниже предела определения (0,25% мас.).
В целях данного примера обычно наблюдается, что: (1) каталитический крекинг смеси, содержащей 5% мас. ВНТ, дает образование воды и диоксида углерода; (2) при данной строгости и по сравнению с сырой нефтью смесь дает на 1-3% мас. более высокую конверсию, которая увеличивается с соотношением катализатор:нефть; (3) при данной конверсии смесь дает более низкие выходы СНГ и бензина, чем сырая нефть, тогда как другие выходы, включая выходы сухого газа, легкого циклического топлива (дизельного топлива), тяжелого циклического топлива (тяжелого печного топлива) и кокса, являются почти одинаковыми для двух питаний, но среди компонентов сухого газа для смеси наблюдаются более высокие выходы СО2, но более низкие выходы H2; (4) исследование выхода бензина в плане потоков нефтеочистки (т.е. объемный выход на основе установленного объема питания - например, 10000 баррель/день (66250 дм3/ч) показывает, что выход бензина является больше для ВНТ-смеси, чем для эталонного ТПТ при более низких соотношениях катализатор:нефть, и было установлено, что на основе ВНТ, не содержащего воду, выходы бензина и других ценных компонентов являются больше, чем для эталонного ТПТ; (5) после крекинга большая часть кислорода в смеси проявляется как Н2О с остатком в форме СО2, и жидкие продукты были проанализированы на кислородосодержание, и было установлено, что оно является ниже предела определения; и (6) когда выходы ВНТ-смеси и ТГО сравниваются на базе ввода эквивалентной энергии в ИМА-систему, выходы бензина и СНГ из ВНТ-смеси являются выше, чем соответствующие выходы из 100% ТГО.
Пример 3
Ряд образцов вакуумного газойля (ВГО) и 5% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) крекируют в установке для ИМА-испытания (реакторный слой, Fluid-2) в условиях, подобных условиям, указанным в примере 2. ВГО, используемый в таблице 2, обозначенный как питание FHR CAT, имеет плотность 0,9196 г/мл при 15,6°C. Само ВНТ имеет плотность 1,198 г/мл и водосодержание 26,58 (% мас.). 5% мас. ВНТ в смеси ВГО, используемой в таблице 2, обозначенной как 5% мас. ВНТ в FHR CF, имеет плотность 0,9243 г/мл при 15,6°C. В 100 фунт (45 кг) 5% мас. ВНТ в используемой смеси ВГО водосодержание составляет около 1,329 фунт (0,60 кг). Анализы, определение характеристик и результаты ВГО-образцов представлены в таблицах 2 и 3 (на базе питания) и в таблице 4 (потоки нефтеочистки суммарно), тогда как анализы, определение характеристик и результаты для 5% мас. ВНТ в ВГО-смеси представлены в таблицах 5 и 6 (на базе питания), в таблице 7 (на базе питания без содержания воды), в таблице 8 (потоки нефтеочистки суммарно), и в таблице 9 представлен расчет галлонов бензина, связанного с вводом ВНТ.
Таблица 2
Номер прогона C-1 C-2 C-3 C-4 C-5 C-6
Питание Питание FHR CAT
Катализатор Grace EC-2007
Определение кокса На месте На месте На месте На месте На месте На месте
Время контактирования катализатора (с) 30 30 30 30 30 30
Загрузка катализатора (г) 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321
Загрузка питания (г) 1,8471 1,5069 1,0551 0,9328 0,7410 0,7292
Отношение катализатор:нефть (г/г) 4,836 5,927 8,466 9,576 12,054 12,249
ЧОПС (г/ч/г) 24,82 20,24 14,17 12,53 9,96 9,80
Выход жидкости (вкл. Н2О) (% мас.) 73,29 73,14 64,01 62,01 60,00 58,76
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.) 45,3667 49,8000 54,5676 57,7297 58,6757 58,4865
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.) 76,0000 79,8889 83,6486 85,9737 86,1923 86,2121
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H2 0,14 0,16 0,22 0,24 0,24 0,26
H2S 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO2 0,15 0,15 0,28 0,30 0,33 0,39
C1 0,33 0,36 0,58 0,74 0,66 0,77
C2 0,23 0,25 0,38 0,45 0,40 0,46
C2= 0,35 0,40 0,57 0,58 0,66 0,65
Общий сухой газ 1,20 1,33 2,04 2,31 2,28 2,53
C3 0,75 0,63 0,92 1,06 0,99 1,48
C3= 2,69 2,90 3,72 3,69 4,02 3,91
i-C4 3,11 3,34 4,16 4,26 4,76 4,62
n-C4 0,68 0,73 0,96 1,01 1,04 1,09
i-C4= 0,78 0,86 1,06 1,01 1,01 1,04
n-C4= 2,65 2,87 3,53 3,37 3,48 3,34
Общий СНГ 10,65 11,33 14,34 14,41 15,31 15,48
Бензин (С5-221°C) 44,00 46,41 48,72 50,36 50,94 50,69
ЛЦТ (221-343°C) 22,94 22,19 18,91 17,70 16,65 16,44
ТЦТ (343°C+) 18,47 15,49 11,46 9,69 9,35 9,23
Кокс 2,74 3,26 4,54 5,53 5,47 5,63
H2O 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Всего 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Конверсия 58,59 62,33 69,64 72,61 73,99 74,32
Таблица 3
Номер прогона C-1 C-2 C-3 C-4 C-5 C-6
Типы углеводородов в 200°C - бензине (New PIONA), % мас.
Общие s-нафтены 13,73 13,17 11,49 10,50 7,26 9,53
Общие s-i-парафины 23,06 22,20 18,28 16,59 20,61 15,06
Общие s-n-парафины 5,07 4,96 3,98 3,93 3,35 3,46
Общие us-нафтены 6,69 6,69 5,84 5,60 4,60 4,72
Общие us-изопарафины 8,43 8,72 8,00 7,48 7,16 6,72
Общие us-n-парафины 2,29 2,44 2,32 2,10 1,85 1,72
Общие ароматические соединения 40,72 41,81 50,09 53,80 55,16 58,78
Общие соединения 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Относительная плотность бензина 0,7837 0,7837 0,7930 0,7920 0,7956 0,8071
Экспериментальное октановое число (ЭОЧ) 92,14 92,64 96,09 97,12 94,43 96,12
Моторное октановое число (МОЧ) 83,57 83,59 85,14 85,14 80,03 84,19
Бензол (С6-ароматические соединения) 1,07 1,15 1,40 1,42 1,45 1,26
Толуол (С7-ароматические соединения) 4,92 5,23 6,84 6,77 7,25 7,52
Ксилолы + Этилбензол (С8-ароматические соединения) 12,33 12,89 16,36 16,11 18,97 19,98
С9-ароматические соединения 20,42 20,85 23,95 23,58 26,31 28,57
С10-ароматические соединения 1,98 1,69 1,54 1,43 1,18 1,45
Органическая сера ТЖП (мг/л) 1236 1262 1331 1369 1386 1391
Распределение серы по т.кип. (мг/л)
Бензин 23,1 23,80 26,10 37,80 48,50 38,60
ЛЦТ 483,7 518,90 611,60 643,80 672,20 670,90
ТЦТ 729,3 719,40 693,60 687,10 665,30 681,70
Азот ТЖП (мас.ч./млн) 507 480 439 357 387
Распределение азота по т.кип. (мас.ч./млн)
Бензин 35,0 43,4 49,5 55,2 40,7
ЛЦТ 163,9 168,8 175,2 142,1 165,1
ТЦТ 308,5 267,8 214,0 159,9 180,6
Таблица 4
Номер прогона C-1 C-2 C-3 C-4 C-5 C-6
Сухой газ, фунт/ч (кг/ч) 1415,0 (637) 1579,5 (711) 2357,9 (1061) 2702,1 (1216) 2623,1 (1180) 2872,5 (1293)
С3, баррель/ч (дм3/ч) 5,7 (906,3) 4,8 (763,2) 6,9 (1097,1) 8,0 (1272) 7,5 (1192,5) 11,2 (1780,8)
С3=, баррель/ч (дм3/ч) 19,7 (3132) 21,3 (3387) 27,3 (4341) 27,1 (4309) 29,6 (4706) 28,7 (4563)
С4, баррель/ч (дм3/ч) 25,5 (4055) 27,3 (4341) 34,4 (5470) 35,5 (5645) 39,0 (6201) 38,4 (6106)
С4=, баррель/ч (дм3/ч) 21,7 (3450) 23,6 (3752) 29,1 (4627) 27,8 (4420) 28,5 (4532) 27,7 (4404)
Срез С5-429 F (220,6°C), баррель/ч (дм3/ч) 215,2 (34217) 226,9 (36077) 235,5 (37445) 243,7 (38748) 245,4 (39019) 240,7 (38271)
Срез 429-650 F (220,6-343,3°C), баррель/ч (дм3/ч) 91,7 (1450) 88,7 (14103) 75,6 (12020) 70,7 (11241) 66,6 (10589) 65,7 (10446)
Срез 650 F (343,3°C), баррель/ч (дм3/ч) 64,8 (10303) 54,3 (8634) 40,2 (6392) 34,0 (5406) 32,8 (5215) 32,4 (5152)
Кокс, фунт/ч (кг/ч) 3679,6 (1656) 4376,5 (1969) 6097,4 (2744) 7429,4 (3343) 7340,2 (3303) 7551,3 (3398)
СО, фунт/ч (кг/ч) 0 0 0 0 0 0
СО2, фунт/ч (кг/ч) 198,0 (89) 206,0 (93) 375,2 (169) 401,2 (181) 436,7 (197) 528,5 (238)
Н2О, фунт/ч (кг/ч) 0 0 0 0 0 0
Сухой газ + СО + СО2, фунт/ч (кг/ч) 1613,0 (726) 1785,6 (804) 2733,0 (1230) 3103,3 (1396) 3059,8 (1377) 3401,0 (1530)
Цена/Стоимость 1,022 1,046 1,055 1,059 1,060 1,045
Таблица 5
Номер прогона E-1 E-2 E-3 E-4 E-5 E-6 E-7
Питание 5% мас. ВНТ в FHR CF
Катализатор Grace EC-2007
Определение кокса На месте На месте На месте На месте На месте На месте На месте
Время контактирования катализатора (с) 30 30 30 30 30 30 30
Загрузка катализатора (г) 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321
Загрузка питания (г) 2,0647 1,4407 1,1440 0,9075 0,8035 0,7163 0,6899
Отношение катализатор:нефть (г/г) 4,326 6,200 7,808 9,843 11,116 12,470 12,947
ЧОПС (г/ч/г) 27,74 19,36 15,37 12,19 10,79 9,62 9,27
Выход жидкости (вкл. Н2О) (% мас.) 73,49 67,17 66,36 60,77 59,56 59,33 60,43
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.) 46,0370 50,7273 54,7000 57,2333 57,0741 59,8649 59,5294
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.) 77,1481 81,2593 83,5676 86,0769 85,7838 87,5161 86,5676
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H2 0,09 0,13 0,15 0,17 0,19 0,25 0,21
H2S 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO2 0,29 0,24 0,29 0,41 0,46 0,42 0,45
C1 0,29 0,41 0,48 0,60 0,80 0,92 0,81
C2 0,23 0,31 0,34 0,41 0,50 0,55 0,49
C2= 0,39 0,53 0,59 0,66 0,71 0,68 0,74
Общий сухой газ 1,29 1,61 1,84 2,26 2,66 2,82 2,69
C3 0,64 0,73 0,81 1,00 1,49 1,76 1,53
C3= 2,58 3,27 3,50 3,76 3,73 3,79 3,87
i-C4 2,87 3,72 3,89 4,35 4,23 4,64 4,68
n-C4 0,63 0,83 0,86 1,01 1,05 1,16 1,12
i-C4= 0,75 0,93 0,94 1,01 1,00 0,99 1,00
n-C4= 2,54 3,21 3,17 3,32 3,31 3,33 3,26
Общий СНГ 10,01 12,69 13,18 14,45 14,81 15,67 15,47
Бензин (С5-221°C) 43,97 46,61 48,56 49,48 48,76 49,05 48,64
ЛЦТ (221-343°C)) 22,89 20,40 18,88 17,07 16,61 15,94 15,92
HCO (343°C+) 17,17 12,93 11,32 9,42 9,10 8,28 8,94
Кокс 3,00 3,93 4,30 5,30 6,00 6,12 6,25
Н2О 1,67 1,84 1,92 2,03 2,07 2,11 2,09
Всего 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Конверсия 59,94 66,67 69,80 73,51 74,30 75,78 75,14
Таблица 6
Номер прогона E-1 E-2 E-3 E-4 E-5 E-6 E-7
Типы углеводородов в 200°C - бензине (New PIONA), % мас.
Общие s-нафтены 13,45 12,57 11,52 11,06 7,38 6,67 9,64
Общие s-i-парафины 22,44 19,31 17,53 17,15 18,84 17,71 16,41
Общие s-n-парафины 5,11 4,54 4,14 3,74 3,45 3,28 3,37
Общие us-нафтены 6,86 6,23 5,92 5,34 5,17 4,02 4,63
Общие us-n-парафины 9,09 8,16 8,00 7,10 6,79 7,09 7,71
Общие us-n-парафины 2,40 2,24 2,47 1,95 2,00 1,57 2,14
Общие ароматические соединения 40,65 46,95 50,41 53,66 56,37 59,67 56,12
Общие соединения 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Относительная плотность бензина 0,7828 0,7917 0,7834 0,7996 0,8011 0,8069 0,7992
Экспериментальное октановое число (ЭОЧ) 92,09 93,31 94,84 96,50 93,54 94,71 99,93
Моторное октановое число (МОЧ) 83,33 84,34 84,51 85,18 80,64 81,03 86,37
Бензол (С6- ароматические соединения) 1,12 1,15 1,32 1,39 1,47 1,34 1,55
Толуол (С7-ароматические соединения) 4,93 5,84 6,03 7,22 7,72 7,83 7,99
Ксилолы + Этилбензол (С8-ароматические соединения) 12,21 14,70 14,89 18,25 18,70 20,29 19,12
С9-ароматические соединения 20,48 23,44 22,56 25,52 26,60 28,41 25,97
С10-ароматические соединения 1,91 1,83 1,62 1,28 1,88 1,79 1,48
Органическая сера ТЖП (мг/л) 1204 1229 1228 1335 1323
Распределение серы по т.кип. (мг/л)
Бензин 23,1 33,80 33,90 37,10 36,50
ЛЦТ 469,2 510,20 549,40 657,10 651,30
ТЦТ 711,7 685,40 644,70 640,80 634,80
Азот ТЖП (мас. ч./млн) 525 502 451 407 381 378 410
Распределение азота по т.кип. (мас.ч./млн)
Бензин 35,7 57,2 33,1 30,4 51,8 46,2 33,4
ЛЦТ 169,7 175,6 161,7 168,4 152,8 161,4 175,8
ТЦТ 319,8 269,5 256,0 208,5 176,8 170,4 200,5
Таблица 7
Номер прогона E-1 E-2 E-3 E-4 E-5 E-6 E-7
Питание 5% мас, ВНТ в FHR CF
Катализатор Grace EC-2007
Определение кокса На месте На месте На месте На месте На месте На месте На месте
Время контактирования катализатора (с) 30 30 30 30 30 30 30
Загрузка катализатора (г) 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321 8,9321
Загрузка питания (г) 2,0647 1,4407 1,1440 0,9075 0,8035 0,7163 0,6899
Отношение катализатор: нефть (г/г) 4,326 6,200 7,808 9,843 11,116 12,470 12,947
ЧОПС (г/ч/г) 27,74 19,36 15,37 12,19 10,79 9,62 9,27
Выход жидкости (вкл. Н2О) (% мас.) 73,49 67,17 66,36 60,77 59,56 59,33 60,43
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.) 46,0370 50,7273 54,7000 57,2333 57,0741 59,8649 59,5294
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.) 77,1481 81,2593 83,5676 86,0769 85,7838 87,5161 86,5676
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H2 0,09 0,13 0,15 0,18 0,19 0,26 0,22
H2S 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
CO2 0,30 0,24 0,29 0,42 0,47 0,43 0,45
C1 0,30 0,41 0,48 0,61 0,81 0,93 0,82
C2 0,23 0,31 0,34 0,41 0,51 0,56 0,49
C2= 0,39 0,54 0,60 0,67 0,72 0,69 0,75
Общий сухой газ 1,31 1,64 1,87 2,29 2,69 2,86 2,73
C3 0,65 0,74 0,82 1,01 1,51 1,79 1,55
C3= 2,62 3,32 3,55 3,81 3,78 3,85 3,92
i-C4 2,91 3,77 3,94 4,41 4,29 4,70 4,75
n-C4 0,64 0,84 0,87 1,02 1,07 1,18 1,13
i-C4= 0,76 0,94 0,96 1,03 1,01 1,00 1,02
n-C4= 2,57 3,25 3,21 3,36 3,35 3,38 3,30
Общий СНГ 10,15 12,86 13,36 14,64 15,01 15,89 15,67
Бензин (С5-221°C) 44,56 47,24 49,21 50,14 49,42 49,71 49,30
ЛЦТ (221-343°C) 23,20 20,67 19,13 17,30 16,83 16,15 16,14
ТЦТ (343°C+) 17,40 13,10 11,47 9,55 9,22 8,39 9,06
Кокс 3,04 3,98 4,36 5,37 6,08 6,20 6,34
Всего 99,7 99,5 99,4 99,3 99,3 99,2 99,2
Таблица 8
Номер прогона E-1 E-2 E-3 E-4 E-5 E-6 E-7
Сухой газ, фунт/ч (кг/ч) 1355,6 (610) 1867,8 (1151) 2109,3 (949) 2511,4 (1130) 2980,3 (1341) 3265,7 (1470) 3043,6 (1370)
С3, баррель/ч (дм3/ч) 4,9 (779) 5,6 (890) 6,2 (986) 7,6 (1208) 11,4 (1813) 13,5 (2147) 11,7 (1860)
С3=, баррель/ч (дм3/ч) 19,2 (3053) 24,3 (3864) 26,0 (4134) 27,9 (4436) 27,7 (4404) 28,2 (4484) 28,8 (4579)
С4, баррель/ч (дм3/ч) 23,8 (3784) 30,9 (4913) 32,3 (5136) 36,4 (5788) 36,0 (5724) 39,4 (6264) 39,5 (6281)
С4=, баррель/ч (дм3/ч) 21,1 (3355) 26,5 (4214) 26,3 (4182) 27,8 (4420) 27,6 (4488) 27,7 (4404) 27,3 (4341)
Срез С5-429 F (220,6°C), баррель/ч (дм3/ч) 217,8 (34630) 228,3 (36300) 240,4 (38224) 239,9 (38144) 236,0 (37524) 235,7 (37476) 236,0 (37524)
Срез 429-650 F (220,6-343,3°C), баррель/ч (дм3/ч) 92,6 (14723) 82,5 (13118) 76,3 (12132) 69,0 (10971) 67,1 (10669) 64,4 (10240) 64,4 (10240)
Срез 650 F (343,3°C), баррель/ч (дм3/ч) 60,9 (9683) 45,9 (7298) 40,2 (6392) 33,4 (5311) 32,3 (5136) 29,4 (4675) 31,7 (5040)
Кокс, фунт/ч (кг/ч) 4072,9 (1833) 5337,2 (2402) 5841,3 (2629) 7192,0 (3236) 8144,4 (3665) 8315,0 (3326) 8494,0 (3822)
СО, фунт/ч (кг/ч) 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
СО2, фунт/ч (кг/ч) 399,3 (180) 325,0 (146) 392,4 (177) 560,5 (252) 630,3 (284) 571,2 (257) 608,5 (274)
Н2О, фунт/ч (кг/ч) 2273,7 (1023) 2493,5 (1122) 2611,4 (1175) 2756,1 (1240) 2808,5 (1264) 2867,5 (1290) 2841,7 (1279)
Сухой газ + СО + СО2, фунт/ч (кг/ч) 1754,9 (790) 2192,8 (989) 2501,7 (1126) 3071,9 (1382) 3610,6 (1625) 3837,0 (1727) 3652,1 (1643)
Цена/Стоимость 1,023 1,043 1,059 1,045 1,031 1,028 1,029
Вода в питании 1798,8 1798,8 1798,8 1798,8 1798,8 1798,8 1798,8
Кислород в воде питания 1599,0 1599,0 1599,0 1599,0 1599,0 1599,0 1599,0
Кислород в питании 2705 2705 2705 2705 2705 2705 2705
Кислород в общей полученной воде 2021,1 2216,5 2321,2 2449,8 2496,5 2548,9 2525,9
% кислорода в воде 74,7% 81,9% 85,8% 90,6% 92,3% 94,2% 93,4%
Полученная вода от ККТС 474,9 694,7 812,5 957,2 1009,7 1068,7 1042,8
Дельта СО2, полученного из ВНТ 201,3 118,9 17,2 159,3 193,6 42,7 80,0
Кислород в полученной воде 422,1 617,5 722,3 850,9 897,5 950,0 927,0
Кислород в дельта СО2 146,4 86,5 12,5 115,8 140,8 31,1 58,2
Кислород в TЖП (0,26 дл) 312,5 312,5 312,5 312,5 312,5 312,5 312,5
Общий кислород 881,0 1016,5 1047,3 1279,2 1350,8 1293,5 1297,7
Дельта кислород -225,1 -89,6 -58,8 173,1 244,7 187,4 191,6
Баланс кислорода (%) 91,68 96,69 97,83 106,40 109,05 106,93 107,08
Количество СО в балансе кислорода 393,9 156,8 102,9 -303,0 -428,2 -328,0
Количество Н2О в балансе кислорода 253,2 100,8 66,1 -194,8 -275,3 -210,9 -215,5
Общая Н2О 2526,9 2594,3 2677,5 2561,3 2533,2 2656,7 2626,2
Таблица 9
Расчет галлонов бензина, связанного с вводом ВНТ (на основании ввода 10000 баррель/день (66250 дм3/ч))
ИМА-испытание CANMET
Соотношение катализатор:нефть (аппроксимированное по кривой, вычерченной по точкам) 4 5 6 7 8 9 10
Бензин, полученный из эталонного ГО баррель/ч (дм3/ч) 208,53 (32679) 217,58 (34595) 225,27 (35818) 231,63 (36829) 236,63 (37624) 240,29 (38206) 242,60 (38573)
на базе 10000 баррель/день (66250 дм3/ч)
134245 фунт/ч (60410 кг/ч)
Бензин, полученный из эталонного ГО баррель/т (дм3/т) 3,11 (494,5) 3,24 (515) 3,36 (534) 3,45 (549) 3,53 (561) 3,58 (569) 3,61 (574)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ баррель/ч (дм3/ч) 215,22 (34220) 222,79 (35424) 228,98 (36408) 233,80 (37174) 237,26 (37724) 239,35 (38057) 240,07 (38171)
на базе 10000 баррель/день (66250 дм3/ч)
9612 баррель/день (63680 дм3/ч) эталонного ГО
и 388 баррель/день (2570 дм3/ч) ВНТ
Бензин, полученный из эталонного ГО баррель/ч (дм3/ч) 200,44 (31870) 209,14 (33253) 216,53 (34428) 222,64 (35400) 227,45 (36165) 230,96 (36723) 233,19 (37077)
(баррель/ч) на основе объема
Бензин, полученный с ВНТ по разности баррель/ч (дм3/ч) 14,78 (2350) 13,65 (2170) 12,45 (1980) 11,17 (1776) 9,81 (1560) 8,39 (1334) 6,88 (1094)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ баррель/т ВНТ ((дм3/т ВНТ) 4,35 (692) 4,02 (639) 3,67 (584) 3,29 (523) 2,89 (460) 2,47 (393) 2,03 (323)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ галлон/т ВНТ (дм3/т ВНТ) 182,9 (692) 168,9 (639) 154,0 (583) 138,2 (523) 121,4 (460) 103,8 (393) 85,2 (322)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ, с предположительно 70% мас. выходом галлон/т биомассы (дм3/т биомассы) 128,0 (484) 118,2 (447) 107,8 (408) 96,7 (366) 85,0 (322) 72,6 (275) 59,6 (226)
В приведенном выше описании только в целях пояснения представлены и/или проиллюстрированы отдельные варианты. Должно быть понятно, что вариации различных аспектов варианта могут быть объединены с другими установленными компонентами, вариантами, интервалами, типами и т.д. Например, имеются варианты, которые рассматривают переработку ВНТ, и должно быть понятно, что любой и каждый из типов ВНТ, рассмотренных и/или представленных здесь, может быть заменен и/или объединен в таком варианте, даже хотя вариант может быть специально не представлен конкретным типом ВНТ в описании.
Хотя многочисленные варианты настоящего изобретения показаны и описаны здесь, очевидно для специалистов в данной области техники, что такие варианты предусматриваются только путем примера. Подразумевается, что последующая формула изобретения или будущие пункты формулы изобретения, которые могут быть добавлены или исправлены в данной заявке или в будущих продолжающих заявках в данной или других странах и территориях, определяют объем изобретения и что способы, и конструкции, и продукты, и применения в объеме указанных пунктов формулы изобретения и их эквиваленты поэтому охватываются ими.

Claims (38)

1. Топливо, которое содержит продукт каталитического крекинга текучей среды, содержащей топливную смесь, включающую:
i) 93-99,95% масс. материала нефтяной фракции; и
ii) 0,05-7% масс. материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива,
где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо включает:
продукт измельчения и некаталитической быстрой термической обработки целлюлозной биомассы с превращением по меньшей мере 60% масс. целлюлозной биомассы в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо; и
где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет углеродосодержание по меньшей мере 40% масс. на сухую основу и кислородосодержание в интервале 20-50% масс. на сухую основу и содержание воды в интервале 10-40% масс.
2. Топливо по п. 1, в котором необогащенное возобновляемое нефтяное топливо представляет собой моторное топливо.
3. Топливо по п. 1, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо получают в отсутствие гидродезоксигенирования, дезоксигенирования, гидрообработки, обогащения или каталитической переработки.
4. Топливо по п. 3, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание сухого вещества менее чем 0,5% масс.
5. Топливо по п. 4, где целлюлозная биомасса включает древесину, древесные отходы или древесные опилки.
6. Топливо по п. 4, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание золы менее чем 0,05% масс.
7. Топливо по п. 1, где целлюлозная биомасса включает древесину, древесные отходы или древесные опилки.
8. Топливо по п. 1, где целлюлозная биомасса включает багассу, листы пальмы или пустые фруктовые кусты ((ПФК) (EFB)).
9. Топливо по п. 3, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание сухого вещества менее чем 0,1% масс.
10. Топливо по п. 1, где по меньшей мере 70% целлюлозной биомассы превращают в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо.
11. Способ получения топлива, включающий:
совместную обработку топливной смеси в присутствии катализатора, где топливная смесь содержит:
i) 93-99,95% масс. материала нефтяной фракции; и
ii) 0,05-7% масс. материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива,
где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо включает продукт измельчения и некаталитической быстрой термической обработки целлюлозной биомассы с превращением по меньшей мере 60% масс. целлюлозной биомассы в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо; и
где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет:
a) углеродосодержание по меньшей мере 40% масс. на сухую основу;
b) кислородосодержание в интервале 20-50% масс. на сухую основу; и
с) содержание воды в интервале 10-40% масс.
12. Способ по п. 11, в котором полученное топливо представляет собой моторное топливо.
13. Способ по п. 11, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо получают в отсутствие гидродезоксигенирования, дезоксигенирования, гидрообработки, обогащения или каталитической переработки.
14. Способ по п. 11, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание сухого вещества менее чем 0,5% масс. и/или менее чем 0,1% масс.
15. Способ по п. 11, где целлюлозная биомасса включает багассу, листы пальмы или пустые фруктовые кусты ((ПФК) (EFB)).
16. Способ по п. 14, где необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание золы менее чем 0,05% масс.
17. Способ по п. 11, где:
i) целлюлозная биомасса включает багассу, листы пальмы или пустые фруктовые кусты ((ПФК) (EFB)); и
ii) необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание сухого вещества менее чем 0,5% масс. и содержание золы менее чем 0,1% масс.
18. Способ по п. 11, где:
i) нефтяная фракция включает материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO));
ii) необогащенное возобновляемое нефтяное топливо имеет содержание сухого вещества менее чем 0,5% масс. и содержание золы менее чем 0,1% масс.; и
iii) продукт каталитического крекинга текучей среды приводят в контакт с катализатором в интервале времени 3-5 секунд.
19. Способ по любому из пп. 11-18, где нефтяная фракция включает материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)) или материал тяжелого-среднего дистиллята.
20. Способ по п. 19, где возобновляемое нефтяное топливо смешивают с этанолом.
RU2014128624A 2011-12-12 2012-12-11 Системы и способы для возобновляемого топлива RU2628521C2 (ru)

Applications Claiming Priority (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161569712P 2011-12-12 2011-12-12
US61/569,712 2011-12-12
US201261646152P 2012-05-11 2012-05-11
US61/646,152 2012-05-11
US201261673683P 2012-07-19 2012-07-19
US61/673,683 2012-07-19
US13/709,822 US9109177B2 (en) 2011-12-12 2012-12-10 Systems and methods for renewable fuel
US13/709,822 2012-12-10
PCT/US2012/068876 WO2013090229A2 (en) 2011-12-12 2012-12-11 Systems and methods for renewable fuel

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014128624A RU2014128624A (ru) 2016-02-10
RU2628521C2 true RU2628521C2 (ru) 2017-08-17

Family

ID=48570736

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014128624A RU2628521C2 (ru) 2011-12-12 2012-12-11 Системы и способы для возобновляемого топлива

Country Status (18)

Country Link
US (15) US9109177B2 (ru)
EP (5) EP2852657B1 (ru)
JP (10) JP2015500395A (ru)
KR (1) KR102024107B1 (ru)
CN (4) CN106967466B (ru)
AU (1) AU2012352574A1 (ru)
BR (2) BR112014014500B1 (ru)
CA (4) CA3167505A1 (ru)
CL (1) CL2014001543A1 (ru)
CO (1) CO7101230A2 (ru)
DK (4) DK2852657T3 (ru)
FI (3) FI3919591T3 (ru)
HR (4) HRP20230133T1 (ru)
MX (1) MX359093B (ru)
MY (1) MY169619A (ru)
RU (1) RU2628521C2 (ru)
SG (2) SG10201606610YA (ru)
WO (1) WO2013090229A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2782059C1 (ru) * 2021-12-20 2022-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Топливо и способ его приготовления

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8291722B2 (en) * 2002-05-06 2012-10-23 Lurtz Jerome R Generator using gravitational and geothermal energy
CN101460473A (zh) 2006-04-03 2009-06-17 药物热化学品公司 热提取方法和产物
US20110284359A1 (en) 2010-05-20 2011-11-24 Uop Llc Processes for controlling afterburn in a reheater and for controlling loss of entrained solid particles in combustion product flue gas
US8499702B2 (en) 2010-07-15 2013-08-06 Ensyn Renewables, Inc. Char-handling processes in a pyrolysis system
US9441887B2 (en) 2011-02-22 2016-09-13 Ensyn Renewables, Inc. Heat removal and recovery in biomass pyrolysis
US9347005B2 (en) 2011-09-13 2016-05-24 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for rapid thermal processing of carbonaceous material
US9109177B2 (en) 2011-12-12 2015-08-18 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
US9670413B2 (en) 2012-06-28 2017-06-06 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for thermally converting biomass
FI125951B (en) * 2012-12-20 2016-04-29 Amec Foster Wheeler En Oy A method for adjusting a circulating fluidized bed gasifier
US9447325B1 (en) * 2013-03-12 2016-09-20 Johnny Marion Tharpe, Jr. Pyrolysis oil composition derived from biomass and petroleum feedstock and related systems and methods
US9944859B2 (en) * 2013-04-19 2018-04-17 Phillips 66 Company Albermarle Corporation Deep deoxygenation of biocrudes utilizing fluidized catalytic cracking co-processing with hydrocarbon feedstocks
WO2014210150A1 (en) * 2013-06-26 2014-12-31 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
CA2933291C (en) 2013-12-20 2022-03-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods and systems for processing a reaction product mixture of a cellulosic biomass material
CN105829503A (zh) 2013-12-20 2016-08-03 国际壳牌研究有限公司 用于加工纤维素类生物质材料的反应产物混合物的方法和系统
FR3020578B1 (fr) * 2014-05-05 2021-05-14 Total Raffinage Chimie Dispositif d'injection, notamment pour injecter une charge d'hydrocarbures dans une unite de raffinage.
WO2016053780A1 (en) 2014-09-29 2016-04-07 Uop Llc Methods for reducing flue gas emissions from fluid catalytic cracking unit regenerators
US20160168481A1 (en) * 2014-12-15 2016-06-16 Uop Llc Methods and apparatuses for co-processing pyrolysis oil
US20160312127A1 (en) * 2015-04-22 2016-10-27 Uop Llc Processes for minimizing catalyst fines in a regenerator flue gas stream
JP6561648B2 (ja) * 2015-07-14 2019-08-21 出光興産株式会社 原料油の接触分解方法
EP3331969B1 (en) * 2015-08-06 2020-06-17 Uop Llc Process for reconfiguring existing treating units in a refinery
EP3337966B1 (en) 2015-08-21 2021-12-15 Ensyn Renewables, Inc. Liquid biomass heating system
US10703977B2 (en) 2015-10-05 2020-07-07 Uop Llc Processes for reducing the energy consumption of a catalytic cracking process
WO2017120292A1 (en) * 2016-01-06 2017-07-13 Oren Technologies, Llc Conveyor with integrated dust collector system
WO2017146876A1 (en) 2016-02-25 2017-08-31 Sabic Global Technologies B.V. An integrated process for increasing olefin production by recycling and processing heavy cracker residue
WO2017151690A1 (en) * 2016-02-29 2017-09-08 Solgaard Design Bag with integrated cable locking system
BR112019001194A2 (pt) * 2016-07-20 2019-04-30 Ensyn Renewables Inc sistemas e métodos para preparar e coprocessar óleo biocru
US9920262B1 (en) * 2016-11-22 2018-03-20 Rj Lee Group, Inc. Methods of separation of pyrolysis oils
EP3565664A4 (en) 2016-12-29 2020-08-05 Ensyn Renewables, Inc. LIQUID BIOMASS DEMETALLIZATION
ES2831075T3 (es) 2017-06-29 2021-06-07 Neste Oyj Método para aumentar la selectividad de destilado medio y gasolina en craqueo catalítico
WO2019067366A1 (en) * 2017-09-26 2019-04-04 Valero Services, Inc. PRODUCTION OF FUELS AND RENEWABLE INTERMEDIARIES
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
FI127783B (en) 2017-11-27 2019-02-28 Neste Oyj Manufacture of a mixture of fuels
FI129867B (en) 2017-12-29 2022-10-14 Neste Oyj A method for reducing fouling in catalytic cracking
CN109054875B (zh) * 2018-07-24 2021-02-26 中国石油大学(华东) 一种生物质高效转化方法
CN110511773B (zh) * 2018-08-16 2021-02-26 中国石油大学(华东) 一种生物质热解与催化裂化反应耦合的装置以及方法
CN110511776B (zh) * 2018-08-16 2021-07-06 中国石油大学(华东) 一种生物质热解生产生物汽柴油的装置以及方法
US10479943B1 (en) 2018-08-17 2019-11-19 Chevron U.S.A. Inc. Fluid catalytic cracking process employing a lipid-containing feedstock
CA3112833A1 (en) 2018-09-25 2020-04-02 Exxonmobil Research And Engineering Company Co-processing hydrothermal liquefaction oil and co-feed to produce biofuels
EP3890880A2 (en) 2018-12-07 2021-10-13 ExxonMobil Research and Engineering Company Processes for polymerizing internal olefins and compositions thereof
CN111450780B (zh) * 2019-01-18 2022-06-17 国家能源投资集团有限责任公司 流化床活化反应器及系统和催化剂活化方法
US11713364B2 (en) 2019-04-01 2023-08-01 Exxon Mobil Technology and Engineering Company Processes for polymerizing alpha-olefins, internal olefins and compositions thereof
CN110055121B (zh) * 2019-04-25 2022-02-15 唐山金利海生物柴油股份有限公司 一种生物柴油制备润滑油的装置及其使用方法
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
EP3741828A1 (en) * 2019-05-23 2020-11-25 Vertoro B.V. Fluid catalytic cracking process of crude lignin oil (clo)
US10941346B2 (en) * 2019-05-27 2021-03-09 Indian Oil Corporation Limited Process for conversion of fuel grade coke to anode grade coke
CN110377083A (zh) * 2019-07-23 2019-10-25 中国农业大学 一种生物质连续水热液化装置的监控系统及监控方法
CN111080469B (zh) * 2019-11-11 2023-10-03 中国地方煤矿有限公司 一种用于火电厂的co2排放量核算方法及装置
US11124714B2 (en) 2020-02-19 2021-09-21 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
FI129351B (en) * 2020-11-06 2021-12-31 Neste Oyj Process for the production of bio - based hydrocarbons
EP4244310A1 (en) * 2020-11-12 2023-09-20 ExxonMobil Technology and Engineering Company Fcc co-processing of biomass oil
US11906505B2 (en) * 2021-02-12 2024-02-20 Chevron U.S.A. Inc. Method of determining renewable carbon content while producing and blending biogenic-based fuels or blendstocks with fossil fuel in a refining or blending facility
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US20220268694A1 (en) 2021-02-25 2022-08-25 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
US11926793B2 (en) 2021-10-27 2024-03-12 ExxonMobil Technology and Engineering Company FCC co-processing of biomass oil
WO2023092138A1 (en) 2021-11-22 2023-05-25 Shell Usa, Inc. Process for carbon capture and sequestration in a subsurface formation by injection of liquefied biomass
US11976244B2 (en) 2021-12-13 2024-05-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company System and methods for renewable fuels
US11802257B2 (en) 2022-01-31 2023-10-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point
CN114749108B (zh) * 2022-04-06 2023-07-07 盛虹炼化(连云港)有限公司 一种沸腾床渣油加氢工艺用催化剂在线加卸方法及系统

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010068255A1 (en) * 2008-12-08 2010-06-17 W. R. Grace & Co.-Conn. Process of cracking biofeeds using high zeolite to matrix surface area catalysts

Family Cites Families (460)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2318555A (en) 1943-05-04 Cleansing agent and the
US1252072A (en) 1916-09-13 1918-01-01 William George Abbott Jr Apparatus for cleaning the interior of tubular members.
US1819459A (en) 1925-01-22 1931-08-18 Henry L Doherty House heating system
US2046767A (en) 1932-05-25 1936-07-07 Sinclair Refining Co Combustion apparatus
US2205757A (en) 1937-09-18 1940-06-25 Standard Oil Dev Co Coke cleaning apparatus
US2326525A (en) 1940-08-28 1943-08-10 Standard Oil Co Method of preventing deleterious coke deposits
US2328202A (en) 1940-12-30 1943-08-31 Henry A Doerner Process for producing magnesium metal
FR879606A (fr) 1941-10-27 1943-03-01 Procédé et appareil de traitement des gaz de gazogènes
US2380098A (en) 1943-01-23 1945-07-10 Henry A Doerner Automatic reamer
US2492948A (en) 1945-10-05 1950-01-03 Universal Oil Prod Co Controlling catalyst regeneration temperature
US2566353A (en) 1948-08-04 1951-09-04 Houdry Process Corp Purification of oils
US2696979A (en) 1951-04-16 1954-12-14 Kennecott Copper Corp Automatic tuyere punching apparatus
US2884303A (en) 1956-03-06 1959-04-28 Exxon Research Engineering Co High temperature burning of particulate carbonaceous solids
US3130007A (en) 1961-05-12 1964-04-21 Union Carbide Corp Crystalline zeolite y
GB1019133A (en) 1962-09-12 1966-02-02 Exxon Research Engineering Co Hydrocarbon separation process for removal of impurities
US3313726A (en) 1963-06-24 1967-04-11 Monsanto Co Process for regenerating ion exchange resins
US3309356A (en) 1965-07-06 1967-03-14 Weyerhaeuser Co Separating levoglucosan and carbohydrate acids from aqueous mixtures containing the same-by solvent extraction
FI46091C (fi) 1966-06-15 1972-12-11 Ahlstroem Oy Tapa lämpökäsitellä meesaa tai sentapaista ainetta.
US3467502A (en) 1966-10-12 1969-09-16 Continental Carbon Co Feedstock control system for carbon black reactors
US3503553A (en) 1967-11-13 1970-03-31 Hays Corp Fuel metering combustion control system with automatic oxygen compensation
US3502574A (en) 1968-02-20 1970-03-24 Sinclair Research Inc Apparatus and method for converting hydrocarbons
US3617037A (en) 1969-07-02 1971-11-02 Charbonnages De France Heat treatment of sludges
BE759016A (fr) 1969-12-18 1971-04-30 Deggendorfer Werft Eisenbau Refroidisseur pour le passage d'une partie reglable d'un vehicule de chaleur maintenu en circulation dans un reacteur
US3776533A (en) 1970-01-28 1973-12-04 Dravo Corp Apparatus for continuous heat processing of ore pellets
GB1300966A (en) 1970-03-10 1972-12-29 Yoshizo Sakamoto Methods for processing medicinal plants and herbs
US3696022A (en) 1970-07-27 1972-10-03 Universal Oil Prod Co Swing-bed guard chamber in hydrogenerating and hydrorefining coke-forming hydrocarbon charge stock
US3694346A (en) 1971-05-06 1972-09-26 Exxon Research Engineering Co Integrated fluid coking/steam gasification process
US3925024A (en) 1971-09-10 1975-12-09 Borden Inc Grid burner system
US4039290A (en) 1972-05-15 1977-08-02 Kureha Kagaku Kogyo Kabushiki Kaisha Spent activated carbon regenerator
US3959420A (en) 1972-05-23 1976-05-25 Stone & Webster Engineering Corporation Direct quench apparatus
US3853498A (en) 1972-06-28 1974-12-10 R Bailie Production of high energy fuel gas from municipal wastes
US3814176A (en) 1973-01-22 1974-06-04 R Seth Fixed-fluidized bed dry cooling tower
US3907661A (en) 1973-01-29 1975-09-23 Shell Oil Co Process and apparatus for quenching unstable gas
US3876533A (en) 1974-02-07 1975-04-08 Atlantic Richfield Co Guard bed system for removing contaminant from synthetic oil
US3927996A (en) 1974-02-21 1975-12-23 Exxon Research Engineering Co Coal injection system
US3890111A (en) 1974-02-21 1975-06-17 Exxon Research Engineering Co Transfer line burner system using low oxygen content gas
US4052265A (en) 1974-07-26 1977-10-04 Kemp Klaus M Process for the pyrolytic treatment of organic, pseudo-organic and inorganic material
DE2533010A1 (de) 1974-07-26 1976-02-05 Commw Scient Ind Res Org Reaktor mit einem spoutbett oder spoutbett-fluidatbett
US4032305A (en) 1974-10-07 1977-06-28 Squires Arthur M Treating carbonaceous matter with hot steam
US4003829A (en) 1975-02-10 1977-01-18 Atlantic Richfield Company Method of removing contaminant from a hydrocarbonaceous fluid
US4064043A (en) 1975-02-18 1977-12-20 Rohm And Haas Company Liquid phase adsorption using partially pyrolyzed polymer particles
US4153514A (en) 1975-02-27 1979-05-08 Occidental Petroleum Corporation Pyrolysis process for solid wastes
US4101414A (en) 1975-09-02 1978-07-18 Unitech Chemical Inc. Rerefining of used motor oils
US4165717A (en) 1975-09-05 1979-08-28 Metallgesellschaft Aktiengesellschaft Process for burning carbonaceous materials
ZA766925B (en) 1976-03-26 1977-10-26 Chevron Res Countercurrent plug-like flow of two solids
US4145274A (en) 1976-06-25 1979-03-20 Occidental Petroleum Corporation Pyrolysis with staged recovery
US4064018A (en) 1976-06-25 1977-12-20 Occidental Petroleum Corporation Internally circulating fast fluidized bed flash pyrolysis reactor
US4085030A (en) 1976-06-25 1978-04-18 Occidental Petroleum Corporation Pyrolysis of carbonaceous materials with solvent quench recovery
US4102773A (en) 1976-06-25 1978-07-25 Occidental Petroleum Corporation Pyrolysis with cyclone burner
GB1561237A (en) 1976-09-22 1980-02-13 Ahlstroem Oy Method of treating materials in a fluidized bed reactor
US4210492A (en) 1977-03-14 1980-07-01 Shell Oil Company Process for the pyrolysis of coal in dilute- and dense-phase fluidized beds
JPS53116314A (en) 1977-03-19 1978-10-11 Mitsui Petrochem Ind Ltd Separation of acetic acid and water
US4138020A (en) 1977-05-13 1979-02-06 Foster Wheeler Energy Corporation Regeneration flow distribution device
US4103902A (en) 1977-08-16 1978-08-01 Foster Wheeler Energy Corporation Water seal for regenerator
US4344770A (en) 1977-11-04 1982-08-17 Wilwardco, Inc. Method and apparatus for converting solid organic material to fuel oil and gas
US4298453A (en) 1977-12-27 1981-11-03 Mobil Oil Corporation Coal conversion
US4284616A (en) 1978-02-15 1981-08-18 Intenco, Inc. Process for recovering carbon black and hydrocarbons from used tires
US4245693A (en) 1978-10-11 1981-01-20 Phillips Petroleum Company Waste heat recovery
US4219537A (en) 1978-10-31 1980-08-26 Foster Wheeler Energy Corporation Desulfurization and low temperature regeneration of carbonaceous adsorbent
US4300009A (en) 1978-12-28 1981-11-10 Mobil Oil Corporation Conversion of biological material to liquid fuels
US4233119A (en) 1979-01-23 1980-11-11 Louis A. Grant, Inc. Ascension pipe and elbow cleaning apparatus
IT1112472B (it) 1979-04-09 1986-01-13 Trojani Ing Benito Luigi Tubo con alettatura interna ed alettatura o piolinatura esterna,particolarmente per apparecchi scambiatori di calore,e suo metodo di fabbricazione
US4260473A (en) 1979-05-03 1981-04-07 Occidental Research Corporation Removal of particulates from pyrolytic oil
US4334893A (en) 1979-06-25 1982-06-15 Exxon Research & Engineering Co. Recovery of alkali metal catalyst constituents with sulfurous acid
US4272402A (en) 1979-07-16 1981-06-09 Cosden Technology, Inc. Process for regenerating fluidizable particulate cracking catalysts
US4225415A (en) 1979-08-10 1980-09-30 Occidental Petroleum Corporation Recovering hydrocarbons from hydrocarbon-containing vapors
US4341598A (en) 1979-08-14 1982-07-27 Occidental Research Corporation Fluidized coal pyrolysis apparatus
ZA807805B (en) 1979-12-14 1982-01-27 Energy Resources Co Inc Fluidized-bed process to convert solid wastes to clean energy
JPS591758B2 (ja) 1980-01-18 1984-01-13 工業技術院長 熱分解装置のガス処理方法
US4456504A (en) 1980-04-30 1984-06-26 Chevron Research Company Reactor vessel and process for thermally treating a granular solid
US4301771A (en) 1980-07-02 1981-11-24 Dorr-Oliver Incorporated Fluidized bed heat exchanger with water cooled air distributor and dust hopper
US4324644A (en) 1980-08-26 1982-04-13 Occidental Research Corporation Pyrolysis process for stabilizing volatile hydrocarbons utilizing a beneficially reactive gas
US4324637A (en) 1980-08-26 1982-04-13 Occidental Research Corporation Pyrolysis process with feed pretreatment utilizing a beneficially reactive gas
US4324641A (en) 1980-08-26 1982-04-13 Occidental Research Corporation Pyrolysis process utilizing a beneficially reactive gas
US4324642A (en) 1980-08-26 1982-04-13 Occidental Research Corporation Pyrolysis process for producing condensed stabilized hydrocarbons utilizing a beneficially reactive gas
US4308411A (en) 1980-08-28 1981-12-29 Occidental Research Corporation Process for converting oxygenated hydrocarbons into hydrocarbons
US4317703A (en) 1980-12-03 1982-03-02 American Can Company Pyrolysis process utilizing pyrolytic oil recycle
US4321096A (en) 1980-12-16 1982-03-23 John B. Pike & Son, Inc. Apparatus and method for cleaning an explosion sensing port
US4325327A (en) 1981-02-23 1982-04-20 Combustion Engineering, Inc. Hybrid fluidized bed combuster
US4336128A (en) 1981-06-01 1982-06-22 Chevron Research Company Combustion of pyrolyzed carbon containing solids in staged turbulent bed
US4415434A (en) 1981-07-21 1983-11-15 Standard Oil Company (Ind.) Multiple stage desalting and dedusting process
US4373994A (en) 1981-09-28 1983-02-15 Occidental Research Corporation Pyrolysis process and apparatus
US4422927A (en) 1982-01-25 1983-12-27 The Pittsburg & Midway Coal Mining Co. Process for removing polymer-forming impurities from naphtha fraction
JPS58150793U (ja) 1982-04-02 1983-10-08 日本鋼管株式会社 焼結原料サンプラ−
US4495056A (en) 1982-04-16 1985-01-22 Standard Oil Company (Indiana) Oil shale retorting and retort water purification process
US6117199A (en) 1982-04-26 2000-09-12 Foster Wheeler Energia Oy Method and apparatus for gasifying solid carbonaceous material
FR2526182B1 (fr) 1982-04-28 1985-11-29 Creusot Loire Procede et dispositif de controle de la temperature d'un lit fluidise
US4931171A (en) 1982-08-03 1990-06-05 Phillips Petroleum Company Pyrolysis of carbonaceous materials
DE3230656A1 (de) 1982-08-18 1984-02-23 Uhde Gmbh, 4600 Dortmund Verfahren zur wiederaufheizung und foerderung eines koernigen waermetraegers sowie vorrichtung insbesondere zu dessen durchfuehrung
US4435279A (en) 1982-08-19 1984-03-06 Ashland Oil, Inc. Method and apparatus for converting oil feeds
US4482451A (en) 1982-09-16 1984-11-13 Uop Inc. Process for the separation of particulate solids from vapors using a discharge having a helical twist
EP0105980B1 (en) 1982-10-06 1986-01-29 Uop Inc. Fluid particle backmixed cooling process and apparatus
US4434726A (en) 1982-12-27 1984-03-06 Combustion Engineering, Inc. Fine particulate feed system for fluidized bed furnace
JPS58150793A (ja) 1983-01-17 1983-09-07 Hitachi Ltd 熱回収装置
US4443229A (en) 1983-01-31 1984-04-17 Chevron Research Company Gasification process for carbonaceous materials
FR2540739A1 (fr) 1983-02-11 1984-08-17 Elf France Dispositif et installations pour la distillation par evaporation en couches minces, en particulier pour hydrocarbures, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif
FR2541435B1 (fr) 1983-02-21 1986-10-17 Elf France Generateur thermique pour la realisation du chauffage de fluide par echange thermique au moyen d'un lit fluidise et le procede pour sa mise en oeuvre
US4897178A (en) 1983-05-02 1990-01-30 Uop Hydrocracking catalyst and hydrocracking process
FR2548208B1 (fr) 1983-06-30 1987-01-09 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication de combustibles solides a partir d'huiles lourdes d'hydrocarbures et de matieres vegetales
BR8304158A (pt) 1983-07-26 1984-07-31 Cia Agricolas E Florestal Sant Processo de recuperacao de alcatrao leve,volatizado na pirolise de biomassa em fornos de carbonizacao descontinuos e respectivas instalacao
US4504379A (en) 1983-08-23 1985-03-12 Exxon Research And Engineering Co. Passivation of metal contaminants in cat cracking
BR8304794A (pt) 1983-09-02 1985-04-09 Petroleo Brasileiro Sa Processo para a producao de gasolina de lata octanagem
FR2563118B1 (fr) 1984-04-20 1987-04-30 Creusot Loire Procede et installation de traitement de matiere en lit fluidise circulant
DE3426080C2 (de) 1984-07-14 1996-09-19 Basf Ag Verfahren zur Herstellung konzentrierter, stabiler Wasser-in-Öl-Polymeremulsionen von wasserlöslichen oder wasserquellbaren Polymerisaten
US4617693A (en) 1984-08-06 1986-10-21 Meyer Marjorie A Drain pipe cleaning tool
FI75504C (fi) 1984-08-28 1988-07-11 Ahlstroem Oy Anordning i virvelbaeddsreaktor.
US4595567A (en) 1984-12-28 1986-06-17 Uop Inc. Cooling fluidized catalytic cracking regeneration zones with heat pipe apparatus
US4710357A (en) 1984-12-28 1987-12-01 Uop Inc. FCC combustion zone catalyst cooling apparatus
US4615870A (en) 1985-03-11 1986-10-07 The M. W. Kellogg Company Back-mixed hydrotreating reactor
US4584947A (en) 1985-07-01 1986-04-29 Chittick Donald E Fuel gas-producing pyrolysis reactors
US4828581A (en) 1985-09-20 1989-05-09 Battelle Development Corporation Low inlet gas velocity high throughput biomass gasifier
US4732091A (en) 1985-09-30 1988-03-22 G.G.C., Inc. Pyrolysis and combustion process and system
US4678860A (en) 1985-10-04 1987-07-07 Arizona Board Of Regents Process of producing liquid hydrocarbon fuels from biomass
US4668243A (en) 1985-10-23 1987-05-26 Schulz Johann G Novel fuel
US4823712A (en) 1985-12-18 1989-04-25 Wormser Engineering, Inc. Multifuel bubbling bed fluidized bed combustor system
US4891459A (en) 1986-01-17 1990-01-02 Georgia Tech Research Corporation Oil production by entrained pyrolysis of biomass and processing of oil and char
SE460146B (sv) 1986-08-14 1989-09-11 Goetaverken Energy Syst Ab Anordning vid foerbraenningsanlaeggning med cirkulerande fluidbaedd
US4849091A (en) 1986-09-17 1989-07-18 Uop Partial CO combustion with staged regeneration of catalyst
US4714109A (en) 1986-10-03 1987-12-22 Utah Tsao Gas cooling with heat recovery
US4851109A (en) 1987-02-26 1989-07-25 Mobil Oil Corporation Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants
EP0282000B1 (en) 1987-03-11 1993-06-09 Kansai Paint Co., Ltd. Cationically electrodepositable finely divided gelled polymer and cationically electrodepositable coating composition containing same
US4968325A (en) 1987-08-24 1990-11-06 Centre Quebecois De Valorisation De La Biomasse Fluidized bed gasifier
US4983278A (en) 1987-11-03 1991-01-08 Western Research Institute & Ilr Services Inc. Pyrolysis methods with product oil recycling
US4876108A (en) 1987-11-12 1989-10-24 Ensyn Engineering Associates Inc. Method of using fast pyrolysis liquids as liquid smoke
US5236688A (en) 1987-11-13 1993-08-17 Kureha Kagaku Kogyo Kabushiki Kaisha Method for activating infusibilized pitch beads
US4881592A (en) 1988-02-01 1989-11-21 Uop Heat exchanger with backmix and flow through particle cooling
US4992605A (en) * 1988-02-16 1991-02-12 Craig Wayne K Production of hydrocarbons with a relatively high cetane rating
US4942269A (en) 1988-03-17 1990-07-17 Midwest Research Institute Process for fractionating fast-pyrolysis oils, and products derived therefrom
US4880473A (en) 1988-04-01 1989-11-14 Canadian Patents & Development Ltd. Process for the production of fermentable sugars from biomass
JPH01277196A (ja) 1988-04-27 1989-11-07 Daikin Ind Ltd 流動層を用いた熱交換器
US4940007A (en) 1988-08-16 1990-07-10 A. Ahlstrom Corporation Fast fluidized bed reactor
US5009770A (en) 1988-08-31 1991-04-23 Amoco Corporation Simultaneous upgrading and dedusting of liquid hydrocarbon feedstocks
US5059404A (en) 1989-02-14 1991-10-22 Manufacturing And Technology Conversion International, Inc. Indirectly heated thermochemical reactor apparatus and processes
US5879650A (en) 1989-04-06 1999-03-09 Cabot Corporation Tandem quench
US5041209A (en) 1989-07-12 1991-08-20 Western Research Institute Process for removing heavy metal compounds from heavy crude oil
US4988430A (en) 1989-12-27 1991-01-29 Uop Supplying FCC lift gas directly from product vapors
US5792340A (en) 1990-01-31 1998-08-11 Ensyn Technologies, Inc. Method and apparatus for a circulating bed transport fast pyrolysis reactor system
CA2009021C (en) 1990-01-31 2001-09-11 Barry A. Freel Method and apparatus for a circulating bed transport fast pyrolysis reactor system
US5961786A (en) 1990-01-31 1999-10-05 Ensyn Technologies Inc. Apparatus for a circulating bed transport fast pyrolysis reactor system
US5225044A (en) 1990-03-14 1993-07-06 Wayne Technology, Inc. Pyrolytic conversion system
US5077252A (en) 1990-07-17 1991-12-31 Mobil Oil Corporation Process for control of multistage catalyst regeneration with partial co combustion
US5011592A (en) 1990-07-17 1991-04-30 Mobil Oil Corporation Process for control of multistage catalyst regeneration with full then partial CO combustion
US5136117A (en) 1990-08-23 1992-08-04 Battelle Memorial Institute Monomeric recovery from polymeric materials
US5018458A (en) 1990-09-12 1991-05-28 Zimpro Passavant Environmental Systems, Inc. Furnace combustion zone temperature control method
US5380916A (en) 1990-11-02 1995-01-10 University Of Florida Method for the isolation and purification of taxane derivatives
AU1888792A (en) 1991-04-19 1992-11-17 University Of Mississippi, The Methods and compositions for isolating taxanes
US5536488A (en) 1991-07-01 1996-07-16 Manufacturing And Technology Conversion Indirectly heated thermochemical reactor processes
FR2683743B1 (fr) 1991-11-14 1994-02-11 Institut Francais Petrole Procede et dispositif d'echange thermique de particules solides pour double regeneration en craquage catalytique.
US5212129A (en) 1991-12-17 1993-05-18 Uop Inverted backmix coolers for FCC units
IT1258838B (it) 1992-01-31 1996-02-29 Indena Spa Processo per l'estrazione di tassolo e derivati da cultivar del genere taxus
US5395455A (en) 1992-03-10 1995-03-07 Energy, Mines And Resources - Canada Process for the production of anhydrosugars from lignin and cellulose containing biomass by pyrolysis
SE470213B (sv) 1992-03-30 1993-12-06 Nonox Eng Ab Sätt och anordning för framställning av bränslen ur fasta kolhaltiga naturbränslen
US5239946A (en) 1992-06-08 1993-08-31 Foster Wheeler Energy Corporation Fluidized bed reactor system and method having a heat exchanger
JPH06184560A (ja) 1992-07-10 1994-07-05 Hiroshi Shimizu 有機廃棄物の熱分解装置
US5243922A (en) 1992-07-31 1993-09-14 Institute Of Gas Technology Advanced staged combustion system for power generation from coal
US5371212A (en) 1992-09-04 1994-12-06 Midwest Research Institute Isolation of levoglucosan from pyrolysis oil derived from cellulose
GB9224783D0 (en) 1992-11-26 1993-01-13 Univ Waterloo An improved process for the thermal conversion of biomass to liquids
US5281727A (en) 1992-11-27 1994-01-25 Napro Biotherapeutics, Inc. Method of using ion exchange media to increase taxane yields
EP0627010A4 (en) 1992-12-07 1995-05-03 Univ Michigan PROCESS FOR ISOLATION AND PURIFICATION OF TAXOL AND TAXANES FROM -i (TAXUS) spp.
US5343939A (en) 1992-12-14 1994-09-06 Uop Offset FCC coolers with improved catalyst circulation
NO176455B1 (no) 1992-12-28 1995-04-24 Energos As Ristovn
US5426807A (en) 1993-02-16 1995-06-27 Goodway Tools Corporation Tube cleaning apparatus
US5402548A (en) 1993-03-31 1995-04-04 Adair; Michael A. Duct cleaning apparatus
US5376340A (en) 1993-04-15 1994-12-27 Abb Air Preheater, Inc. Regenerative thermal oxidizer
US5423891A (en) 1993-05-06 1995-06-13 Taylor; Robert A. Method for direct gasification of solid waste materials
KR960013606B1 (ko) 1993-05-17 1996-10-09 주식회사 유공 미전환유를 이용한 고급 윤활기유 원료의 제조방법
IT1261667B (it) 1993-05-20 1996-05-29 Tassano ad attivita' antitumorale.
US5494653A (en) 1993-08-27 1996-02-27 Battelle Memorial Institute Method for hot gas conditioning
US5713977A (en) 1994-09-12 1998-02-03 Praxair Technology, Inc. Fixed bed filtering preheater process for high temperature process furnaces
GB9426066D0 (en) 1994-12-22 1995-02-22 Radlein Desmond S G Method of upgrading biomass pyrolysis liquids for use as fuels and as a source of chemicals by reaction with alcohols
US5584985A (en) 1994-12-27 1996-12-17 Uop FCC separation method and apparatus with improved stripping
CH690790A5 (de) 1995-01-10 2001-01-15 Von Roll Umwelttechnik Ag Verfahren zur thermischen Behandlung von Abfallmaterial.
US5520722A (en) 1995-01-18 1996-05-28 Exxon Research And Engineering Company Multiunsaturates removal process
US6398921B1 (en) 1995-03-15 2002-06-04 Microgas Corporation Process and system for wastewater solids gasification and vitrification
US5662050A (en) 1995-05-05 1997-09-02 Angelo, Ii; James F. Process for chemical/thermal treatment without toxic emissions
DE19524176C1 (de) 1995-07-03 1996-09-26 Daimler Benz Ag Verfahren zum Zwischenabschrecken von aus einem Lösungs-Glühofen kommenden Leichtmetall-Gußstücken
US5654448A (en) 1995-10-02 1997-08-05 Xechem International, Inc. Isolation and purification of paclitaxel from organic matter containing paclitaxel, cephalomannine and other related taxanes
IT1276116B1 (it) 1995-11-10 1997-10-24 O E T Calusco S R L Procedimento ed impianto per la produzione di carbone vegetale mediante pirolisi di prodotti legnosi o biomasse vegetali in genere
FR2744037B1 (fr) 1996-01-31 1998-02-27 Gec Alsthom Stein Ind Lit fluidise externe destine a equiper un foyer a lit fluidise circulant
US6190542B1 (en) 1996-02-23 2001-02-20 Hydrocarbon Technologies, Inc. Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds
DE69736263T2 (de) 1996-02-27 2007-07-12 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Methode und apparat zur wiedergewinnung von öl aus plastikabfällen
SG96183A1 (en) 1996-02-29 2003-05-23 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Method and apparatus for producing superheated steam using heat from the incineration of waste material
US5879642A (en) 1996-04-24 1999-03-09 Chevron U.S.A. Inc. Fixed bed reactor assembly having a guard catalyst bed
US5728271A (en) 1996-05-20 1998-03-17 Rti Resource Transforms International Ltd. Energy efficient liquefaction of biomaterials by thermolysis
AU725988C (en) 1996-05-20 2007-11-15 Dynamotive Energy Systems Corporation Energy efficient liquefaction of biomaterials by thermolysis
US5703299A (en) 1996-06-21 1997-12-30 Corona Energy Partners, Ltd. Exhaust stack sensor probe
US6113862A (en) 1997-04-23 2000-09-05 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Fluidized bed polymerization reactor with multiple fluidization grids
EP0979279B1 (en) 1997-05-02 2008-03-19 Baxter Biotech Technology S.A.R.L. Hemoglobin mutants with reduced nitric oxide scavenging
US6033555A (en) 1997-06-10 2000-03-07 Exxon Chemical Patents Inc. Sequential catalytic and thermal cracking for enhanced ethylene yield
US5879079A (en) 1997-08-20 1999-03-09 The United States Of America As Represented By The Administrator, Of The National Aeronautics And Space Administration Automated propellant blending
US6193837B1 (en) 1997-09-19 2001-02-27 Midwest Research Institute Preparation of brightness stabilization agent for lignin containing pulp from biomass pyrolysis oils
DE69816326T2 (de) 1997-10-16 2004-04-22 Toyota Jidosha K.K., Toyota Katalytischer verbrennungsheizer
JPH11148625A (ja) 1997-11-20 1999-06-02 Hitachi Ltd 廃棄物燃焼熱回収装置および方法
US6326461B1 (en) 1998-01-30 2001-12-04 Ensyn Group, Inc. Natural resin formulations
FI104561B (fi) 1998-02-27 2000-02-29 Fortum Oil And Gas Oy Fortum O Menetelmä hiilipitoisten lähtöaineiden pyrolysoimiseksi
US5904838A (en) 1998-04-17 1999-05-18 Uop Llc Process for the simultaneous conversion of waste lubricating oil and pyrolysis oil derived from organic waste to produce a synthetic crude oil
UA45442C2 (uk) 1998-09-11 2002-04-15 Емануїл Вольфович Прилуцький Каталізатор низькотемпературного піролізу полімерних матеріалів, що містять вуглеводні
FI110205B (fi) 1998-10-02 2002-12-13 Foster Wheeler Energia Oy Menetelmä ja laite leijupetilämmönsiirtimessä
FI116902B (fi) 1998-10-14 2006-03-31 Valtion Teknillinen Menetelmä ja laite pyrolyysinesteen laadun parantamiseksi
FI117512B (fi) 1998-10-14 2006-11-15 Valtion Teknillinen Menetelmä ja laite pyrolyysiöljyn valmistamiseksi
US6485841B1 (en) 1998-10-30 2002-11-26 Ensyn Technologies, Inc. Bio-oil preservatives
US6652815B1 (en) 1998-11-16 2003-11-25 Uop Llc Process and apparatus with refractory shelf for hydrodynamic mixing zone
US6106702A (en) 1998-12-29 2000-08-22 Uop Llc Olefinic hydrocarbon separation process
US5969165A (en) 1999-01-07 1999-10-19 508037 (Nb) Inc. Isolation and purification of paclitaxel and other related taxanes by industrial preparative low pressure chromatography on a polymeric resin column
US6002025A (en) 1999-02-24 1999-12-14 Bcm Developement Inc. Method for the purification of taxanes
WO2000061705A1 (en) 1999-04-07 2000-10-19 Ensyn Group Inc. Rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks
US6808390B1 (en) 1999-05-04 2004-10-26 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organization Process for carbonizing wood residues and producing activated carbon
US6875341B1 (en) 1999-05-24 2005-04-05 James W. Bunger And Associates, Inc. Process for enhancing the value of hydrocabonaceous natural recources
CA2299149C (fr) 1999-06-22 2010-09-21 Chaichem Pharmaceuticals International Procede d'isolation et de purification du paclitaxel a partir de sources naturelles
DE19930071C2 (de) 1999-06-30 2001-09-27 Wolfgang Krumm Verfahren und Vorrichtung zur Pyrolyse und Vergasung von organischen Stoffen und Stoffgemischen
US6530964B2 (en) 1999-07-07 2003-03-11 The Lubrizol Corporation Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel
US7353541B1 (en) * 1999-09-07 2008-04-01 Sony Corporation Systems and methods for content distribution using one or more distribution keys
US7047894B2 (en) 1999-11-02 2006-05-23 Consolidated Engineering Company, Inc. Method and apparatus for combustion of residual carbon in fly ash
JP2001131560A (ja) 1999-11-09 2001-05-15 Hitachi Ltd 炭化水素原料の熱分解方法及び熱分解装置
EP1235886B1 (en) 1999-11-11 2004-01-02 Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno Flash-pyrolysis in a cyclone
US6455015B1 (en) 2000-02-16 2002-09-24 Uop Llc Fluid-solid contacting chambers having multi-conduit, multi-nozzle fluid distribution
US6452024B1 (en) 2000-02-22 2002-09-17 Chaichem Pharmaceuticals International Process for extraction and purification of paclitaxel from natural sources
US6237541B1 (en) 2000-04-19 2001-05-29 Kvaerner Pulping Oy Process chamber in connection with a circulating fluidized bed reactor
WO2001083645A1 (en) 2000-05-01 2001-11-08 Danmarks Tekniske Universitet A method and an installation for thermal gasification of solid fuel
US6339182B1 (en) 2000-06-20 2002-01-15 Chevron U.S.A. Inc. Separation of olefins from paraffins using ionic liquid solutions
US6776607B2 (en) 2000-06-26 2004-08-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for minimizing afterburn in a FCC regenerator
US6676828B1 (en) 2000-07-26 2004-01-13 Intevep, S.A. Process scheme for sequentially treating diesel and vacuum gas oil
EP1184443A1 (en) 2000-09-04 2002-03-06 Biofuel B.V. Process for the production of liquid fuels from biomass
BR0113937A (pt) 2000-09-18 2004-01-13 Ensyn Group Inc Ëleo pesado e betume beneficiados, produto lìquido e óleo de gás de vácuo
US6547957B1 (en) 2000-10-17 2003-04-15 Texaco, Inc. Process for upgrading a hydrocarbon oil
CN1098337C (zh) 2000-11-02 2003-01-08 中国石油天然气股份有限公司 一种采用多金属液体催化剂的常压重油悬浮床加氢新工艺
US6680137B2 (en) 2000-11-17 2004-01-20 Future Energy Resources Corporation Integrated biomass gasification and fuel cell system
AUPR221700A0 (en) 2000-12-20 2001-01-25 Gosfern Pty Limited Crude oil conditioning apparatus and method
CN1240810C (zh) 2001-03-30 2006-02-08 中国科学院化工冶金研究所 循环流态化碳氢固体燃料的四联产工艺及装置
US6656342B2 (en) 2001-04-04 2003-12-02 Chevron U.S.A. Inc. Graded catalyst bed for split-feed hydrocracking/hydrotreating
US7241323B2 (en) 2001-07-10 2007-07-10 Advanced Fuel Research, Inc. Pyrolysis process for producing fuel gas
RU2290446C2 (ru) 2001-08-10 2006-12-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ рекуперации энергии из горячего газа
US6830730B2 (en) 2001-09-11 2004-12-14 Spectrolanalytical Instruments Method and apparatus for the on-stream analysis of total sulfur and/or nitrogen in petroleum products
US6768036B2 (en) 2001-12-31 2004-07-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for adding heat to a reactor system used to convert oxygenates to olefins
US7244399B2 (en) 2002-04-26 2007-07-17 Foster Wheeler Energia Oy Grid construction for a fluidized bed reactor
US7648544B2 (en) 2002-07-19 2010-01-19 Shell Oil Company Swirl tube separator
US6759562B2 (en) 2002-07-24 2004-07-06 Abb Lummus Global Inc. Olefin plant recovery system employing a combination of catalytic distillation and fixed bed catalytic steps
US6960325B2 (en) 2002-08-22 2005-11-01 Hydrocarbon Technologies Apparatus for hydrocracking and/or hydrogenating fossil fuels
US7026262B1 (en) 2002-09-17 2006-04-11 Uop Llc Apparatus and process for regenerating catalyst
US7572362B2 (en) 2002-10-11 2009-08-11 Ivanhoe Energy, Inc. Modified thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks
US7572365B2 (en) 2002-10-11 2009-08-11 Ivanhoe Energy, Inc. Modified thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks
FR2851570B1 (fr) 2003-02-24 2007-07-27 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de gazeification multi-etapes d'une charge comprenant de la matiere organique
US7263934B2 (en) 2003-02-24 2007-09-04 Harris Contracting Company Methods for generating energy using agricultural biofuel
US7447218B2 (en) 2003-02-24 2008-11-04 Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha Communication service unit and connection sequence operating method
US7022741B2 (en) 2003-03-28 2006-04-04 Conocophillips Company Gas agitated multiphase catalytic reactor with reduced backmixing
FI114115B (fi) 2003-04-15 2004-08-13 Foster Wheeler Energia Oy Menetelmä ja laite lämmön talteenottamiseksi leijupetireaktorissa
JP4050184B2 (ja) 2003-05-13 2008-02-20 株式会社日本触媒 脂肪族カルボン酸の製造方法
US7247233B1 (en) 2003-06-13 2007-07-24 Uop Llc Apparatus and process for minimizing catalyst residence time in a reactor vessel
FI20031113A (fi) 2003-07-29 2005-01-30 Outokumpu Oy Menetelmä ja laitteisto leijupetiuunin arinalta poistettavan materiaalin jäähdyttämiseksi
US7004999B2 (en) 2003-08-18 2006-02-28 Dynamotive Energy Systems Corporation Apparatus for separating fouling contaminants from non-condensable gases at the end of a pyrolysis/thermolysis of biomass process
TW200519073A (en) 2003-08-21 2005-06-16 Pearson Technologies Inc Process and apparatus for the production of useful products from carbonaceous feedstock
AU2004268209B2 (en) 2003-08-21 2009-06-11 International Environmental Solutions Corporation Chamber support for pyrolytic waste treatment system
CA2542297A1 (en) 2003-10-10 2005-04-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Surfactant enhanced fluid catalytic cracking process
US7285186B2 (en) 2003-12-11 2007-10-23 Zbigniew Tokarz Transverse-flow catalytic reactor for conversion of waste plastic material and scrap rubber
US20050209328A1 (en) 2004-03-19 2005-09-22 Allgood Charles C Alphahydroxyacids with ultra-low metal concentration
CA2564346C (en) 2004-04-28 2016-03-22 Headwaters Heavy Oil, Llc Ebullated bed hydroprocessing methods and systems and methods of upgrading an existing ebullated bed system
US20060016723A1 (en) 2004-07-07 2006-01-26 California Institute Of Technology Process to upgrade oil using metal oxides
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024800B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7369294B2 (en) 2004-09-27 2008-05-06 Idc, Llc Ornamental display device
CA2521829A1 (en) 2004-09-30 2006-03-30 University Of Ottawa Process for extracting taxanes
EP1642878B1 (en) 2004-10-01 2007-12-26 Research Institute of Petroleum Industry An integrated process and apparatus for producing liquid fuels
FR2879213B1 (fr) 2004-12-15 2007-11-09 Inst Francais Du Petrole Enchainement de procedes d'hydroconversion et de reformage a la vapeur en vue d'optimiser la production d'hydrogene sur sur des champs de production
US7829030B2 (en) 2004-12-30 2010-11-09 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Fluidizing a population of catalyst particles having a low catalyst fines content
US7473349B2 (en) 2004-12-30 2009-01-06 Bp Corporation North America Inc. Process for removal of sulfur from components for blending of transportation fuels
NL1027932C2 (nl) 2004-12-31 2006-07-03 Btg Biomass Technology Group B Dipleg, werkwijze voor het gebruik ervan en toepassingen van de dipleg.
US20060163053A1 (en) 2005-01-21 2006-07-27 Bengt-Sture Ershag Batch pyrolysis system
US7476774B2 (en) 2005-02-28 2009-01-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Liquid phase aromatics alkylation process
US7964761B2 (en) 2005-05-02 2011-06-21 University Of Utah Research Foundation Processes for catalytic conversion of lignin to liquid bio-fuels and novel bio-fuels
US7935227B2 (en) 2005-05-03 2011-05-03 Danmarks Tekniske Universitet Method and a mobile unit for collecting biomass
US7868214B2 (en) 2005-05-19 2011-01-11 Uop Llc Production of olefins from biorenewable feedstocks
US20060264684A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Petri John A Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
CN101175547B (zh) 2005-05-23 2011-12-28 国际壳牌研究有限公司 去除污染物的方法
US7491317B2 (en) 2005-06-07 2009-02-17 China Petroleum & Chemical Corporation Desulfurization in turbulent fluid bed reactor
EP1893359A4 (en) 2005-06-08 2011-06-29 Univ Western Ontario APPARATUS AND METHOD FOR THE PYROLYSIS OF AGRICULTURAL BIOMASS
US7727383B2 (en) 2005-06-30 2010-06-01 Amt International, Inc. Process for producing petroleum oils with ultra-low nitrogen content
CN100360248C (zh) 2005-08-10 2008-01-09 重庆大学 生物质热解液化的工艺方法及其双塔式装置系统
DE102005037917A1 (de) 2005-08-11 2007-02-15 Forschungszentrum Karlsruhe Gmbh Verfahren zur Schnellpyrolyse von Lignocellulose
US20070051238A1 (en) 2005-09-07 2007-03-08 Ravi Jain Process for gas purification
DE102005049375A1 (de) 2005-10-15 2007-04-26 Forschungszentrum Karlsruhe Gmbh Verfahren zur Herstellung und Vorbereitung von Schnellpyrolyseprodukten aus Biomasse für eine Flugstrom Druckvergasung
WO2007045093A1 (en) 2005-10-21 2007-04-26 Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources Canada, Canadian Forest Service Preparation of taxanes
EP1951852B1 (en) 2005-10-26 2016-04-13 SunPine AB Automotive fuels and fine chemicals from crude tall oil
US7867538B2 (en) 2005-12-20 2011-01-11 Archer Daniels Midland Company Processes of improving the quality of oil and products produced therefrom
US20070175088A1 (en) 2006-01-30 2007-08-02 William Robert Selkirk Biodiesel fuel processing
US20090026112A1 (en) 2006-02-09 2009-01-29 Jan Lodewijk Maria Dierickx Fluid catalytic cracking process
JP2007229548A (ja) 2006-02-27 2007-09-13 Nippon Steel Engineering Co Ltd バイオマス熱分解ガス化過程で使用する改質用触媒とその製造方法、及びその改質用触媒を用いた改質方法とバイオマス熱分解ガス化装置、並びに触媒再生方法
US20070205139A1 (en) 2006-03-01 2007-09-06 Sathit Kulprathipanja Fcc dual elevation riser feed distributors for gasoline and light olefin modes of operation
CN101460473A (zh) 2006-04-03 2009-06-17 药物热化学品公司 热提取方法和产物
EP1852493A1 (en) 2006-05-05 2007-11-07 BIOeCON International Holding N.V. Hydrothermal treatment of carbon-based energy carrier material
JP2009536235A (ja) 2006-05-05 2009-10-08 バイオイーコン インターナショナル ホールディング エヌ．ブイ． 炭素に基づいたエネルギー担持物質を転化する改良された方法
US20070272538A1 (en) 2006-05-26 2007-11-29 Satchell Donald P Flash pyrolosis method for carbonaceous materials
US20080006520A1 (en) 2006-07-06 2008-01-10 Badger Phillip C Method and system for accomplishing flash or fast pyrolysis with carbonaceous materials
US20080006519A1 (en) 2006-07-06 2008-01-10 Badger Phillip C Method and system for accomplishing flash or fast pyrolysis with carbonaceous materials
CN101511971A (zh) 2006-07-17 2009-08-19 BIOeCON国际控股有限公司 细颗粒状生物质的催化热解以及降低固体生物质颗粒粒度的方法
FR2904405B1 (fr) 2006-07-31 2008-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de preparation d'une charge contenant de la biomasse en vue d'une gazeification ulterieure
US20080029437A1 (en) 2006-08-02 2008-02-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Olefin upgrading process with guard bed regeneration
US7758817B2 (en) 2006-08-09 2010-07-20 Uop Llc Device for contacting high contaminated feedstocks with catalyst in an FCC unit
EP1892280A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-27 BIOeCON International Holding N.V. Fluid catalytic cracking of oxygenated compounds
GB0616298D0 (en) 2006-08-16 2006-09-27 Univ Aston Biomass pyrolysis
CN101506332B (zh) 2006-08-18 2012-10-24 新日本石油株式会社 生物质的处理方法、燃料电池用燃料、汽油、柴油机燃料、液化石油气和合成树脂
US20080051619A1 (en) 2006-08-25 2008-02-28 Santi Kulprathipanja Olefin-Separation Process
US7578927B2 (en) 2006-08-31 2009-08-25 Uop Llc Gasoline and diesel production from pyrolytic lignin produced from pyrolysis of cellulosic waste
US20080081006A1 (en) 2006-09-29 2008-04-03 Myers Daniel N Advanced elevated feed distribution system for very large diameter RCC reactor risers
US7687261B2 (en) 2006-10-13 2010-03-30 General Atomics Photosynthetic oil production in a two-stage reactor
US9764314B2 (en) * 2006-11-07 2017-09-19 Saudi Arabian Oil Company Control of fluid catalytic cracking process for minimizing additive usage in the desulfurization of petroleum feedstocks
JP5435856B2 (ja) * 2006-11-07 2014-03-05 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 接触分解方法
WO2008063485A2 (en) 2006-11-16 2008-05-29 Archer-Daniels-Midland Company Process for hydrogen gas production from carbohydrate feedstocks
FR2910483B1 (fr) 2006-12-21 2010-07-30 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases carburants gazoles de bonne qualite.
US20080171649A1 (en) 2007-01-12 2008-07-17 Deng-Yang Jan Modified Y-85 and LZ-210 Zeolites
DE102007005835A1 (de) 2007-02-01 2008-08-14 Forschungszentrum Karlsruhe Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Umwandlung von Biomasse in Kraftstoff
US7959765B2 (en) 2007-02-06 2011-06-14 North Carolina State Universtiy Product preparation and recovery from thermolysis of lignocellulosics in ionic liquids
US7737314B2 (en) 2007-02-12 2010-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Production of high purity ethylbenzene from non-extracted feed and non-extracted reformate useful therein
ES2303792B1 (es) 2007-02-15 2009-06-12 Industrias Mecanicas Alcudia S.A. Un procedimiento para la revalorizacion energetica de la fraccion organica de residuos solidos urbanos, e instalacion.
GB2446820B (en) 2007-02-23 2011-09-21 Mark Collins A Method of Generating Heat
US8017818B2 (en) 2007-03-08 2011-09-13 Virent Energy Systems, Inc. Synthesis of liquid fuels and chemicals from oxygenated hydrocarbons
US7771585B2 (en) 2007-03-09 2010-08-10 Southern Company Method and apparatus for the separation of a gas-solids mixture in a circulating fluidized bed reactor
CA2624746C (en) 2007-03-12 2015-02-24 Robert Graham Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks
GB2447684B (en) 2007-03-21 2011-11-23 Statoil Asa Biogasoline
US20080282606A1 (en) 2007-04-16 2008-11-20 Plaza John P System and process for producing biodiesel
CN101045524B (zh) 2007-05-04 2010-05-19 大连理工大学 固体燃料催化气化制富氢气体的方法
US20080274022A1 (en) 2007-05-04 2008-11-06 Boykin Jack W Combined reactor and method for the production of synthetic fuels
US8153850B2 (en) 2007-05-11 2012-04-10 The Texas A&M University System Integrated biofuel production system
US7914667B2 (en) 2007-06-04 2011-03-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis reactor conversion of hydrocarbon feedstocks into higher value hydrocarbons
US7425657B1 (en) 2007-06-06 2008-09-16 Battelle Memorial Institute Palladium catalyzed hydrogenation of bio-oils and organic compounds
US8158842B2 (en) 2007-06-15 2012-04-17 Uop Llc Production of chemicals from pyrolysis oil
US8013195B2 (en) 2007-06-15 2011-09-06 Uop Llc Enhancing conversion of lignocellulosic biomass
US20080318763A1 (en) 2007-06-22 2008-12-25 Greg Anderson System for production and purification of biofuel
FR2918160A1 (fr) 2007-06-28 2009-01-02 Inst Francais Du Petrole Procede de preparation d'une charge mixte contenant de la biomasse et une coupe hydrocarbonnee lourde en vue d'une gazeification ulterieure.
DE102007031461A1 (de) 2007-07-05 2009-01-08 Sappok, Manfred, Dipl.-Phys. Dr. Verfahren zum Stabilisieren von Heizöl oder Dieselöl, insbesondere aus der Depolimerisation von kohlenwasserstoffhaltigen Rückständen
CN101353582B (zh) 2007-07-25 2010-12-01 中国科学院工程热物理研究所 固体热载体快速热解方法及装置
US8105399B2 (en) 2007-07-31 2012-01-31 Endicott Biofuels Ii, Llc Production of renewable diesel by pyrolysis and esterification
WO2009018531A1 (en) 2007-08-01 2009-02-05 Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. Fractional catalytic pyrolysis of biomass
US20090031615A1 (en) 2007-08-01 2009-02-05 General Electric Company Integrated method for producing a fuel component from biomass and system therefor
HUP0700508A2 (en) 2007-08-03 2010-12-28 3R Carbon Capture And Storage Pty Ltd Appliance for carbon catena development and process for neutralisation of dangerous wastes
WO2009029660A2 (en) 2007-08-27 2009-03-05 Purdue Research Foundation Novel process for producing liquid hydrocarbon by pyrolysis of biomass in presence of hydrogen from a carbon-free energy source
US8217210B2 (en) 2007-08-27 2012-07-10 Purdue Research Foundation Integrated gasification—pyrolysis process
US7982075B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with lower hydrogen consumption
US7999143B2 (en) 2007-09-20 2011-08-16 Uop Llc Production of diesel fuel from renewable feedstocks with reduced hydrogen consumption
US7982077B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks with selective separation of converted oxygen
US7999142B2 (en) 2007-09-20 2011-08-16 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US7982078B2 (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
FI123180B (fi) 2007-10-11 2012-12-14 Valtion Teknillinen Laitteisto pyrolyysituotteen valmistamiseksi
FI123455B (fi) 2007-10-11 2013-05-15 Valtion Teknillinen Menetelmä pyrolysoinnin toteuttamiseksi
US7905990B2 (en) 2007-11-20 2011-03-15 Ensyn Renewables, Inc. Rapid thermal conversion of biomass
US8241605B2 (en) 2008-01-31 2012-08-14 Battelle Memorial Institute Methods and apparatus for catalytic hydrothermal gasification of biomass
US20090208402A1 (en) 2008-02-20 2009-08-20 Rossi Robert A Process and system for producing commercial quality carbon dioxide from fine particle limestone
CN104962309B (zh) 2008-03-04 2017-09-26 马萨诸塞大学 固体含烃材料的催化热解及相关的生物燃料和芳烃化合物
US8039682B2 (en) 2008-03-17 2011-10-18 Uop Llc Production of aviation fuel from renewable feedstocks
US8058492B2 (en) 2008-03-17 2011-11-15 Uop Llc Controlling production of transportation fuels from renewable feedstocks
EP2105456A1 (en) 2008-03-25 2009-09-30 KiOR Inc. Composition comprising solid biomass coated onto a solid catalyst
EP2105486A1 (en) 2008-03-25 2009-09-30 KiOR Inc. Low total acid number bio-crude
FI122778B (fi) 2008-03-31 2012-06-29 Metso Power Oy Pyrolyysimenetelmä kattilan yhteydessä ja pyrolyysilaitteisto
CN101550347B (zh) 2008-04-02 2013-01-09 朱复东 生物质浆态雾化热裂解工艺
US20090253947A1 (en) 2008-04-06 2009-10-08 Brandvold Timothy A Production of Blended Fuel from Renewable Feedstocks
AU2009233957B2 (en) 2008-04-06 2013-09-26 Battelle Memorial Institute 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
CN102006920A (zh) * 2008-04-07 2011-04-06 鲁道夫·W·贡纳曼 将生物气转化为液体燃料的方法
CN101294085A (zh) 2008-04-07 2008-10-29 赵靖敏 一种生物质燃气的制备方法及其装置
US7897124B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Gunnerman Rudolf W Continuous process and plant design for conversion of biogas to liquid fuel
CN104355957A (zh) 2008-04-09 2015-02-18 万罗赛斯公司 使用微通道工艺技术将碳质材料转化为甲烷、甲醇和/或二甲醚的方法
US8100996B2 (en) 2008-04-09 2012-01-24 Velocys, Inc. Process for upgrading a carbonaceous material using microchannel process technology
US7888540B2 (en) 2008-04-11 2011-02-15 General Electric Company Integrated system and method for producing fuel composition from biomass
US8097090B2 (en) 2008-04-25 2012-01-17 Ensyn Renewables Inc. Mitigation of deposits and secondary reactions in thermal conversion processes
US8349170B2 (en) 2008-05-14 2013-01-08 Exxonmobil Research And Engineering Company FCC reactor and riser design for short contact-time catalytic cracking of hydrocarbons
US20090293344A1 (en) 2008-05-30 2009-12-03 Baker Hughes Incorporated Process for Removing Water and Water Soluble Contaminants From Biofuels
US8304592B2 (en) 2008-06-24 2012-11-06 Uop Llc Production of paraffinic fuel from renewable feedstocks
US20090321311A1 (en) 2008-06-27 2009-12-31 Uop Llc Production of diesel fuel from renewable feedstocks containing phosphorus
WO2010002792A2 (en) * 2008-06-30 2010-01-07 Kior, Inc. Co-processing solid biomass in a conventional petroleum refining process unit
US11016104B2 (en) 2008-07-01 2021-05-25 Curemark, Llc Methods and compositions for the treatment of symptoms of neurological and mental health disorders
CN101318622A (zh) 2008-07-18 2008-12-10 华东理工大学 生物质快速裂解油水蒸气催化重整制氢的方法
US8092578B2 (en) 2008-08-25 2012-01-10 Eisenmann Corporation Method and apparatus for eliminating or reducing waste effluent from a wet electrostatic precipitator
US20100083563A1 (en) 2008-10-02 2010-04-08 Chevron U.S.A. Inc. Co-processing diesel fuel with vegetable oil to generate a low cloud point hybrid diesel biofuel
CN101381611B (zh) 2008-10-15 2012-04-11 中国林业科学研究院林产化学工业研究所 生物质裂解油酯化醚化提质改性为改质生物油的方法
EP2340295B1 (en) 2008-10-27 2017-04-19 KiOR, Inc. Biomass conversion process
CN101747134B (zh) * 2008-11-28 2013-04-24 中国石油化工股份有限公司 一种生物质催化裂化生产低碳烯烃的方法
US7960598B2 (en) 2008-12-08 2011-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Selective, integrated processing of bio-derived ester species to yield low molecular weight hydrocarbons and hydrogen for the production of biofuels
CN101745349B (zh) 2008-12-12 2013-04-17 李群柱 一种催化剂取热方法及其装置
US8252169B2 (en) 2008-12-16 2012-08-28 Macarthur James B Process for upgrading coal pyrolysis oils
TWI449781B (zh) 2008-12-17 2014-08-21 Lummus Technology Inc 包含分段漿料添加之氣化系統及方法
US8283506B2 (en) 2008-12-17 2012-10-09 Uop Llc Production of fuel from renewable feedstocks using a finishing reactor
US8246914B2 (en) 2008-12-22 2012-08-21 Uop Llc Fluid catalytic cracking system
CN102300958A (zh) 2008-12-23 2011-12-28 科伊奥股份有限公司 无机物含量减少的生物油及其制备方法
US20100162625A1 (en) 2008-12-31 2010-07-01 Innovative Energy Global Limited Biomass fast pyrolysis system utilizing non-circulating riser reactor
CN101544901B (zh) 2009-05-05 2012-05-23 江苏大学 生物质热裂解制取生物油的方法及装置
US8063258B2 (en) 2009-05-22 2011-11-22 Kior Inc. Catalytic hydropyrolysis of organophillic biomass
EP3568451A4 (en) 2009-05-22 2019-11-20 KiOR, Inc. PROCESSING BIOMASS WITH A HYDROGEN SOURCE
US20100325954A1 (en) 2009-06-30 2010-12-30 General Electric Company Quench chamber assembly for a gasifier
CN101993712B (zh) 2009-08-17 2013-03-06 中国石油大学(北京) 一种灵活调整催化裂化反应-再生系统热量平衡的方法
ITMI20091630A1 (it) 2009-09-24 2011-03-24 Mec Srl Impianto e procedimento per produrre pellet di anidride carbonica ghiacciata
US20110068585A1 (en) 2009-09-24 2011-03-24 Alstom Technology Ltd Method and system for capturing and utilizing energy generated in a flue gas stream processing system
US8986536B2 (en) 2009-11-09 2015-03-24 Rohit Joshi Method and apparatus for processing of spent lubricating oil
DE102009052282B4 (de) 2009-11-09 2012-11-29 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren zur Kompensation von Abgasenthalpieverlusten von Heat-Recovery-Koksöfen
US8314275B2 (en) 2009-11-23 2012-11-20 Uop Llc Methods for producing biomass-derived pyrolysis oils having increased phase stability
WO2011064172A1 (en) 2009-11-24 2011-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for catalytic hydrotreatment of a pyrolysis oil
EP2325281A1 (en) 2009-11-24 2011-05-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the catalytic cracking of pyrolysis oils
US8404909B2 (en) 2009-12-09 2013-03-26 Chevron U.S.A. Inc. Method for capturing carbon dioxide from biomass pyrolysis process
US8524087B2 (en) 2009-12-23 2013-09-03 Uop Llc Low metal, low water biomass-derived pyrolysis oils and methods for producing the same
US8715490B2 (en) 2009-12-23 2014-05-06 Uop Llc Low metal biomass-derived pyrolysis oils and processes for producing the same
US20110146140A1 (en) 2009-12-23 2011-06-23 Brandvold Timothy A Low water biomass-derived pyrolysis oil and processes for preparing the same
US8864999B2 (en) 2009-12-23 2014-10-21 Uop Llc Methods for regenerating acidic ion-exchange resins and reusing regenerants in such methods
US8471081B2 (en) 2009-12-28 2013-06-25 Uop Llc Production of diesel fuel from crude tall oil
US8519203B2 (en) 2010-02-17 2013-08-27 Uop Llc Low oxygen biomass-derived pyrolysis oils and methods for producing the same
US8404910B2 (en) 2010-02-17 2013-03-26 Uop Llc Low oxygen biomass-derived pyrolysis oils and methods for producing the same
US8658025B2 (en) 2010-03-25 2014-02-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Biomass conversion process
MY158645A (en) 2010-03-26 2016-10-31 Petroliam Nasional Berhad Petronas Method for producing biofuel
US20110239530A1 (en) 2010-03-30 2011-10-06 Uop Llc Use of well mixed, backmixed reactors for processing of unstable bio feedstocks
US8575408B2 (en) 2010-03-30 2013-11-05 Uop Llc Use of a guard bed reactor to improve conversion of biofeedstocks to fuel
US8251227B2 (en) 2010-04-16 2012-08-28 Kellogg Brown & Root Llc Methods and apparatus for separating particulates from a particulate-fluid mixture
US20110284359A1 (en) 2010-05-20 2011-11-24 Uop Llc Processes for controlling afterburn in a reheater and for controlling loss of entrained solid particles in combustion product flue gas
EP2404983A1 (en) 2010-07-06 2012-01-11 Total Raffinage Marketing Hydroconversion process for heavy hydrocarbonaceous feedstock
US8499702B2 (en) 2010-07-15 2013-08-06 Ensyn Renewables, Inc. Char-handling processes in a pyrolysis system
CN101885986B (zh) * 2010-07-16 2015-07-15 华东理工大学 一种生物油的精制方法
US8057641B2 (en) 2010-07-19 2011-11-15 Kior Inc. Method and apparatus for pyrolysis of a biomass
US8519205B2 (en) 2010-07-23 2013-08-27 Ensyn Renewables, Inc. Low water biomass-derived pyrolysis oils and processes for producing the same
US9222044B2 (en) 2010-07-26 2015-12-29 Uop Llc Methods for producing low oxygen biomass-derived pyrolysis oils
US20120023809A1 (en) * 2010-07-28 2012-02-02 Uop Llc Methods for producing phase stable, reduced acid biomass-derived pyrolysis oils
US8083900B2 (en) 2010-08-09 2011-12-27 Kior Inc. Removal of water from bio-oil
US9062264B2 (en) 2010-10-29 2015-06-23 Kior, Inc. Production of renewable bio-gasoline
BR112013011287A2 (pt) 2010-11-12 2016-11-01 Shell Int Research processo para a preparação de um biocombustível e/ou de um produto bioquímico a partir de um óleo de pirólise
US20120137939A1 (en) 2010-12-06 2012-06-07 Uop Llc Processes and systems for producing heat for rapid thermal processing of carbonaceous material
AU2011348031A1 (en) 2010-12-24 2013-06-27 Sapphire Energy, Inc. Production of aromatics from renewable resources
US8829258B2 (en) * 2010-12-27 2014-09-09 Phillips 66 Company Integrated FCC biomass pyrolysis/upgrading
US20120167454A1 (en) 2010-12-30 2012-07-05 Uop Llc Pretreatment of fats and oils in the production of biofuels
EP2658954B1 (en) 2010-12-30 2018-03-21 Inaeris Technologies, LLC Production of renewable biofuels
US8716522B2 (en) 2010-12-30 2014-05-06 Uop Llc Acetic acid production from biomass pyrolysis
US8669405B2 (en) 2011-02-11 2014-03-11 Kior, Inc. Stable bio-oil
US9441887B2 (en) 2011-02-22 2016-09-13 Ensyn Renewables, Inc. Heat removal and recovery in biomass pyrolysis
US8236173B2 (en) * 2011-03-10 2012-08-07 Kior, Inc. Biomass pretreatment for fast pyrolysis to liquids
AU2012245160A1 (en) 2011-04-21 2013-10-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liquid fuel composition
US8100990B2 (en) 2011-05-15 2012-01-24 Avello Bioenery, Inc. Methods for integrated fast pyrolysis processing of biomass
US9193924B2 (en) 2011-06-16 2015-11-24 Uop Llc Methods and apparatuses for forming low-metal biomass-derived pyrolysis oil
US9475960B2 (en) 2011-07-29 2016-10-25 Inaeris Technologies, Llc Coating composition
US9347005B2 (en) 2011-09-13 2016-05-24 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for rapid thermal processing of carbonaceous material
US9109174B2 (en) * 2011-09-20 2015-08-18 Phillips 66 Company Advanced cellulosic renewable fuels
US9044727B2 (en) 2011-09-22 2015-06-02 Ensyn Renewables, Inc. Apparatuses and methods for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material
US10041667B2 (en) 2011-09-22 2018-08-07 Ensyn Renewables, Inc. Apparatuses for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material and methods for the same
US20130212930A1 (en) 2011-09-30 2013-08-22 Chevron Usa, Inc. Process for producing a refinery stream-compatible bio-oil from a lignocellulosic feedstock
WO2013062800A1 (en) 2011-10-26 2013-05-02 Rentech, Inc. Gasifier fluidization
CN104024383A (zh) 2011-10-31 2014-09-03 国际壳牌研究有限公司 提质油的方法、燃料产品和烃产品馏分
IN2014DN03435A (ru) 2011-11-14 2015-06-05 Shell Int Research
US9109177B2 (en) 2011-12-12 2015-08-18 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
US9068126B2 (en) 2011-12-14 2015-06-30 Uop Llc Methods for deoxygenating biomass-derived pyrolysis oil
US8940060B2 (en) 2011-12-15 2015-01-27 Uop Llc Methods and apparatuses for forming low-metal biomass-derived pyrolysis oil
US8877995B2 (en) 2011-12-16 2014-11-04 Uop Llc Pyrolysis fuels and methods for processing pyrolysis fuels
US9242219B2 (en) 2012-01-30 2016-01-26 PHG Energy, LLC Fluidized bed biogasifier and method for gasifying biosolids
US8546635B1 (en) 2012-04-04 2013-10-01 Uop Llc Methods and apparatuses for preparing upgraded pyrolysis oil
US9447000B2 (en) 2012-04-10 2016-09-20 Inaeris Technologies, Llc Tan upgrading of bio-oil
US9670413B2 (en) 2012-06-28 2017-06-06 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for thermally converting biomass
WO2014031965A2 (en) 2012-08-24 2014-02-27 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for the devolatilization of thermally produced liquids
US9023285B2 (en) 2012-11-20 2015-05-05 Uop Llc Counter-current fluidized bed reactor for the dehydrogenation of olefins
US9150466B2 (en) 2012-11-20 2015-10-06 Uop Llc Counter-current fluidized bed reactor for the dehydrogenation of olefins
BR112015022409A2 (pt) 2013-03-12 2017-07-18 Anellotech Inc regeneração do catalisador de pirólise catalítica rápida
US9944859B2 (en) 2013-04-19 2018-04-17 Phillips 66 Company Albermarle Corporation Deep deoxygenation of biocrudes utilizing fluidized catalytic cracking co-processing with hydrocarbon feedstocks
CA2886840A1 (en) 2013-05-17 2014-11-20 Xyleco, Inc. Processing biomass
WO2014210150A1 (en) 2013-06-26 2014-12-31 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
US20150004093A1 (en) 2013-07-01 2015-01-01 Kior, Inc. Method of rejuvenating biomass conversion chart
EP3317381A1 (en) 2015-07-02 2018-05-09 Haldor Topsøe A/S Demetallization of hydrocarbons

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010068255A1 (en) * 2008-12-08 2010-06-17 W. R. Grace & Co.-Conn. Process of cracking biofeeds using high zeolite to matrix surface area catalysts
EP2373291A1 (en) * 2008-12-08 2011-10-12 W. R. Grace & Co.-Conn Process of cracking biofeeds using high zeolite to matrix surface area catalysts

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2782059C1 (ru) * 2021-12-20 2022-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Топливо и способ его приготовления

Also Published As

Publication number Publication date
US20160040080A1 (en) 2016-02-11
JP2023085472A (ja) 2023-06-20
KR102024107B1 (ko) 2019-09-23
US9120990B2 (en) 2015-09-01
EP3913037A1 (en) 2021-11-24
CN104350131A (zh) 2015-02-11
DK3913037T3 (da) 2023-02-06
US20200255746A1 (en) 2020-08-13
US9109177B2 (en) 2015-08-18
JP2023085471A (ja) 2023-06-20
CA2858968C (en) 2019-01-29
US20190078026A1 (en) 2019-03-14
EP3913036B1 (en) 2022-11-23
DK3913036T3 (da) 2023-02-06
US9102890B2 (en) 2015-08-11
US20150065759A1 (en) 2015-03-05
CN106967465B (zh) 2019-08-02
CN106967466A (zh) 2017-07-21
US20150004067A1 (en) 2015-01-01
DK2852657T3 (en) 2019-04-23
CN107022383A (zh) 2017-08-08
JP2018066009A (ja) 2018-04-26
WO2013090229A2 (en) 2013-06-20
BR132021021668E2 (pt) 2022-11-16
RU2014128624A (ru) 2016-02-10
US9127224B2 (en) 2015-09-08
EP2852657A4 (en) 2015-10-14
EP3495455A1 (en) 2019-06-12
CA3077789A1 (en) 2013-06-20
EP3919591B1 (en) 2022-11-23
JP2019173020A (ja) 2019-10-10
US20150004062A1 (en) 2015-01-01
US20150005548A1 (en) 2015-01-01
HRP20230133T1 (hr) 2023-03-31
US9410091B2 (en) 2016-08-09
FI3913037T3 (fi) 2023-03-03
JP2021143341A (ja) 2021-09-24
JP2018066007A (ja) 2018-04-26
US20150065760A1 (en) 2015-03-05
EP2852657A2 (en) 2015-04-01
US9969942B2 (en) 2018-05-15
MY169619A (en) 2019-04-23
HRP20190597T1 (hr) 2019-10-04
SG11201403208YA (en) 2014-09-26
US20150066731A1 (en) 2015-03-05
CA3167505A1 (en) 2013-06-20
CA3027224C (en) 2020-06-16
WO2013090229A3 (en) 2014-11-20
CO7101230A2 (es) 2014-10-31
US10975315B2 (en) 2021-04-13
DK3919591T3 (da) 2023-02-06
US9422485B2 (en) 2016-08-23
KR20140119021A (ko) 2014-10-08
EP3913037B1 (en) 2022-11-23
MX2014007050A (es) 2015-02-04
JP2019196489A (ja) 2019-11-14
US20150059235A1 (en) 2015-03-05
CA2858968A1 (en) 2013-06-20
WO2013090229A8 (en) 2015-01-15
BR112014014500A2 (pt) 2016-10-11
HRP20230131T1 (hr) 2023-03-31
CA3027224A1 (en) 2013-06-20
US9102889B2 (en) 2015-08-11
SG10201606610YA (en) 2016-09-29
US9127223B2 (en) 2015-09-08
CN106967465A (zh) 2017-07-21
US9120988B2 (en) 2015-09-01
EP3913036A1 (en) 2021-11-24
EP3913037B9 (en) 2023-06-14
CA3077789C (en) 2022-09-20
JP2018066008A (ja) 2018-04-26
EP2852657B1 (en) 2019-01-23
EP3919591B9 (en) 2023-03-22
US20160355739A1 (en) 2016-12-08
HRP20230132T1 (hr) 2023-03-31
US9102888B2 (en) 2015-08-11
MX359093B (es) 2018-09-14
WO2013090229A9 (en) 2014-10-02
BR112014014500B1 (pt) 2021-11-16
US11441081B2 (en) 2022-09-13
US20150005549A1 (en) 2015-01-01
US20150068107A1 (en) 2015-03-12
FI3919591T3 (fi) 2023-03-03
CL2014001543A1 (es) 2015-01-16
US20130145683A1 (en) 2013-06-13
FI3913036T3 (fi) 2023-03-06
US10570340B2 (en) 2020-02-25
JP2021143342A (ja) 2021-09-24
US20150000186A1 (en) 2015-01-01
US9120989B2 (en) 2015-09-01
CN106967466B (zh) 2019-08-02
EP3919591A1 (en) 2021-12-08
CN107022383B (zh) 2019-08-02
AU2012352574A1 (en) 2014-07-17
JP2015500395A (ja) 2015-01-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2628521C2 (ru) Системы и способы для возобновляемого топлива
US10640719B2 (en) Systems and methods for renewable fuel