RU2641101C2 - Способы и состав для десульфурации составов - Google Patents
Способы и состав для десульфурации составов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2641101C2 RU2641101C2 RU2015115969A RU2015115969A RU2641101C2 RU 2641101 C2 RU2641101 C2 RU 2641101C2 RU 2015115969 A RU2015115969 A RU 2015115969A RU 2015115969 A RU2015115969 A RU 2015115969A RU 2641101 C2 RU2641101 C2 RU 2641101C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sulfur
- oil
- catalyst
- composition
- oxidizing
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 108
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 108
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 107
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 81
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 52
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- IRDFFAPCSABAGK-UHFFFAOYSA-M tert-butyl hydrogen phosphate Chemical compound CC(C)(C)OP(O)([O-])=O IRDFFAPCSABAGK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 6
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims description 19
- -1 O 2 Substances 0.000 claims description 9
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052688 Gadolinium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052772 Samarium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 6
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 5
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 54
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 20
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 10
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 8
- MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N lanthanum(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[La+3].[La+3] MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 8
- DHEQXMRUPNDRPG-UHFFFAOYSA-N strontium nitrate Chemical compound [Sr+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O DHEQXMRUPNDRPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 8
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 7
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 7
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WFPZPJSADLPSON-UHFFFAOYSA-N dinitrogen tetraoxide Chemical compound [O-][N+](=O)[N+]([O-])=O WFPZPJSADLPSON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LZDSILRDTDCIQT-UHFFFAOYSA-N dinitrogen trioxide Chemical compound [O-][N+](=O)N=O LZDSILRDTDCIQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 5
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 5
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 4
- MVFCKEFYUDZOCX-UHFFFAOYSA-N iron(2+);dinitrate Chemical compound [Fe+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O MVFCKEFYUDZOCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 4
- SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N scandium atom Chemical compound [Sc] SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 4
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 4
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 4
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N Nitrogen dioxide Chemical compound O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052771 Terbium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052769 Ytterbium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 241001120493 Arene Species 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052692 Dysprosium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052693 Europium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052689 Holmium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021193 La 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052765 Lutetium Inorganic materials 0.000 description 2
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052775 Thulium Inorganic materials 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 2
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce] GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N dysprosium atom Chemical compound [Dy] KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N erbium Chemical compound [Er] UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N europium atom Chemical compound [Eu] OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N gadolinium atom Chemical compound [Gd] UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 2
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N holmium atom Chemical compound [Ho] KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N lutetium atom Chemical compound [Lu] OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 2
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 2
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N praseodymium atom Chemical compound [Pr] PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 2
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 2
- KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N samarium atom Chemical compound [Sm] KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VSZWPYCFIRKVQL-UHFFFAOYSA-N selanylidenegallium;selenium Chemical compound [Se].[Se]=[Ga].[Se]=[Ga] VSZWPYCFIRKVQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 2
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 229910052713 technetium Inorganic materials 0.000 description 2
- GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N technetium atom Chemical compound [Tc] GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JBQYATWDVHIOAR-UHFFFAOYSA-N tellanylidenegermanium Chemical compound [Te]=[Ge] JBQYATWDVHIOAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N terbium atom Chemical compound [Tb] GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FRNOGLGSGLTDKL-UHFFFAOYSA-N thulium atom Chemical compound [Tm] FRNOGLGSGLTDKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N ytterbium Chemical compound [Yb] NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRTOHSLOFCWHRF-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-1h-indene Chemical class C1=CC=C2C(C)C=CC2=C1 LRTOHSLOFCWHRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XEFGHVQACKIFMS-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylic acid;nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O.OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O XEFGHVQACKIFMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052773 Promethium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N dimethyl-hexane Natural products CCCCCC(C)C JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- RMBPEFMHABBEKP-UHFFFAOYSA-N fluorene Chemical compound C1=CC=C2C3=C[CH]C=CC3=CC2=C1 RMBPEFMHABBEKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000001027 hydrothermal synthesis Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- NIHNNTQXNPWCJQ-UHFFFAOYSA-N o-biphenylenemethane Natural products C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3C2=C1 NIHNNTQXNPWCJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004525 petroleum distillation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N promethium atom Chemical compound [Pm] VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000003980 solgel method Methods 0.000 description 1
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/12—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with oxygen-generating compounds, e.g. per-compounds, chromic acid, chromates
-
- 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
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/002—Mixed oxides other than spinels, e.g. perovskite
-
- 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
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/28—Molybdenum
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/32—Manganese, technetium or rhenium
- B01J23/34—Manganese
-
- 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
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/83—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with rare earths or actinides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
- B01J27/04—Sulfides
- B01J27/043—Sulfides with iron group metals or platinum group metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
- B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
- B01J27/053—Sulfates
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
-
- B01J35/30—
-
- B01J35/40—
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/14—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with ozone-containing gases
-
- 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
- B01J2523/00—Constitutive chemical elements of heterogeneous catalysts
-
- B01J35/23—
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/02—Impregnation, coating or precipitation
- B01J37/0236—Drying, e.g. preparing a suspension, adding a soluble salt and drying
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/02—Impregnation, coating or precipitation
- B01J37/03—Precipitation; Co-precipitation
- B01J37/036—Precipitation; Co-precipitation to form a gel or a cogel
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/20—Sulfiding
-
- 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
Abstract
В данном документе раскрыты способы и составы, применимые для снижения количества серы в содержащем серу составе, который содержит нефть. Способ снижения количества серы в содержащем серу составе, содержащем нефть, включает этапы: a) получения содержащего серу состава; и b) приведения содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором, при этом окислительный катализатор имеет формулу MMMO, где Mпредставляет собой редкоземельный элемент, M- переходный металл, M- Са или Sr, а х принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80. Состав, применимый для снижения количества серы, содержит окислитель и окислительный катализатор, при этом окислительный катализатор имеет формулу MSrMO, где Мпредставляет собой редкоземельный элемент, М- переходный металл, а х принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80, а окислитель содержит НО, уксусную кислоту, трет-бутилгидрогенфосфат (ТВНР), муравьиную кислоту, серную кислоту, азотную кислоту или их комбинацию. Технический результат – эффективное снижение содержания серы в содержащем нефть составе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 пр.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Раскрытые в данном документе способы и составы предназначены для десульфурации содержащего серу состава, такого как, например, нефть.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Жесткие нормы природоохранного законодательства все более направлены на снижение допустимого уровня серы в нефти и в выхлопных газах, образуемых при сгорании нефтепродуктов (например, топлив). Хотя в мире не существует единого мнения относительно допустимого содержания серы в нефти, во всех странах существуют санкционированные государством технические нормы. Например, в Европе примерно с 2005 г. согласно техническим требованиям к топливу евро V допустимое содержание серы в эксплуатируемых на дорогах нефтепродуктах должно быть меньшим или равным 10 миллионным долям. Допустимое содержание серы в ультранизкосернистом дизельном топливе (УНСД), применяемом в Соединенных Штатах с сентября 2007 г., составляет менее или равно 15 миллионным долям, что намного ниже предыдущих технических норм Соединенных Штатов для низкосернистого дизельного топлива, эксплуатируемого на дорогах (для НСД оно составляло менее или было равно 500 миллионным долям). Ранее в Индии содержание серы в эксплуатируемом дизельном топливе составляло менее или было равно 350 миллионным долям, а с 1 апреля 2010 г. индийские технические нормы предписывают применение УНСД с содержанием серы меньшим или равным 15 миллионным долям.
Основной причиной мер по снижению содержания серы в нефти является уменьшение загрязнения окружающей среды. Альтернативные способы минимизации загрязнения путем обработки выбросов являются высокозатратными. Более того, сера может привести к порче и снижению времени жизни катализаторов, применяемых в автомобильных каталитических нейтрализаторах, которые применяют для очистки выбросов выхлопных газов. Хотя на сегодняшний день УНСД является предпочтительным топливом, как правило, УНСД характеризуется более низким энергосодержанием вследствие необходимой для удаления больших количеств серы серьезной переработки, что приводит к повышению расхода топлива и более высокой стоимости топлива.
Жидкое сажевое сырье (ЖСС) является основным исходным материалом в производстве сажи. ЖСС можно получить на нефтеперерабатывающих заводах или в аппаратах для перегонки каменноугольной смолы, или в установках этиленового крекинга. Одной из основных проблем большинства ЖСС является высокое содержание серы. Эта сера приводит к возникновению значительных экологических проблем вследствие выбросов SO2 во время производства сажи. Вдобавок, она приводит к коррозии производственного и выхлопного оборудования. Другим существенным недостатком является то, что значительные количества серы из ЖСС могут оставаться и загрязнять конечную порошкообразную сажу. Следовательно, существует потребность в разработке подходящего коммерчески доступного способа удаления ‘S’ из ЖСС.
Вследствие повышения жесткости санкционированных государствами требований к допустимому содержанию серы в нефти и в выхлопных газах были исследованы и до сих пор исследуются различные способы и составы для десульфурации содержащих серу составов, таких как, например, нефть. Следовательно, существует потребность в улучшенном и экономически выгодном способе десульфурации нефти.
В данном документе предложены способы и составы, применимые для десульфурации содержащих серу составов, таких как, например, нефть.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с задачей(ами) изобретения и подробно описанными в данном документе вариантами реализации в одном аспекте данное изобретение относится к способу снижения количества серы в составе путем приведения состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором.
В данном документе раскрывается состав, содержащий окислитель и окислительный катализатор, при этом окислительный катализатор имеет формулу M11-xM3xM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, M3 - Ca или Sr, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор пропитан кислотой, такой как серная кислота.
Также в данном документе раскрывается способ снижения количества серы в содержащем серу составе, включающий этапы: (а) получения содержащего серу состава; и (b) приведения содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором, при этом окислительный катализатор имеет формулу M1 1-xSrxM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80, тем самым снижая количество серы в содержащем серу составе. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор пропитан кислотой, такой как серная кислота.
Так как аспекты настоящего изобретения могут быть описаны и заявлены в определенном классе патентоспособных объектов изобретения, таком как системный класс патентоспособных объектов изобретения, это отнесение приводится исключительно для удобства, а специалисту в данной области техники понятно, что каждый аспект настоящего изобретения может быть описан и заявлен в любом классе патентоспособных объектов изобретения. Если иное четко не указано, любой приведенный в данном документе способ или аспект не должен трактоваться как такой, который требует проведения всех относящихся к нему этапов в определенном порядке. Соответственно, если в формуле изобретения или в описании четко не указано, что этапы способа, соответствующего пункту формулы изобретения, ограничены определенным порядком, данный порядок не предполагается как обязательный в любом отношении. Это утверждение справедливо для любого возможного не явно выраженного основания для интерпретации, включая логические заключения в отношении порядка этапов или технологической схемы, общепринятого значения на основании грамматического построения или пунктуации или количества либо типа аспектов, описанных в данном изобретении.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение может стать более понятным со ссылкой на нижеприведенное подробное описание изобретения и включенные в данный документ Примеры.
Стоит понимать, что употребляемая в данном документе терминология приведена только в целях описания конкретных аспектов и не является ограничивающей. Хотя в практической реализации или испытаниях настоящего изобретения можно применять любые способы и материалы, аналогичные или эквивалентные описанным в данном документе, далее приведено описание применяемых способов и материалов.
Все публикации, указанные в настоящем документе, включены в него посредством ссылки для раскрытия и описания способов и/или материалов, в связи с которыми цитируются указанные публикации. Публикации, рассмотренные в настоящем документе, представлены лишь в отношении их описания до даты подачи настоящей заявки. Информацию в настоящем документе не следует толковать как признание того, что настоящее изобретение не имеет права датировать такую публикацию более ранним числом из-за действия более раннего изобретения. Более того, даты публикаций, представленные в настоящем документе, могут отличаться от фактических дат опубликования, что может потребовать независимого подтверждения.
1. Определения
Употребляемая в данном документе номенклатура в отношении соединений, включая органические соединения, может использовать общеупотребительные названия, номенклатурные рекомендации IUPAC, IUBMB или CAS.
Употребляемая в описании изобретения и приложенной формуле изобретения форма единственного числа включает отнесение к множественным объектам, если иное четко не предусмотрено контекстом. Таким образом, например, выражение “окислитель” включает смеси из двух или более таких окислителей.
В данном документе диапазоны могут определяться следующим образом: от “около” одной конкретной величины и/или до “около” другой конкретной величины. При определении такого диапазона дополнительный аспект включает диапазон от одной конкретной величины и/или до другой конкретной величины. Аналогично, при определении величин как приблизительных при помощи предваряющего их слова “около”, стоит понимать, что конкретная величина соответствует дополнительному аспекту. Также стоит понимать, что конечные значения каждого диапазона являются существенными как по отношению к другому конечному значению, так и независимо от другого конечного значения. Также стоит понимать, что в данном документе раскрывается большое количество величин, и что каждая величина также раскрывается в данном документе как такая, которая составляет величину “около” этой конкретной величины, вдобавок к значению самой величины. Например, если раскрываемая величина составляет “10”, то раскрывается также величина, соответствующая “около 10”. Также понятно, что раскрывается и каждое числовое значение, находящееся между двумя конкретными числовыми значениями. Например, если раскрываемые значения составляют 10 и 15, то также раскрываются значения 11, 12, 13 и 14.
Приведенные в описании изобретения или заключающей формуле изобретения ссылки на массовые доли конкретного элемента или компонента в составе указывают на массовое соотношение между элементом или компонентом и любыми другими элементами или компонентами в составе или изделии, для которого была определена массовая доля. Таким образом, в соединении, содержащем 2 массовые доли компонента Х и 5 массовых долей компонента Y, массовое соотношение между Х и Y составляет 2:5 вне зависимости от того, содержатся ли в соединении дополнительные компоненты или нет.
Употребляемые в данном документе термины “необязательный” или “необязательно” означают, что описываемое далее событие или обстоятельство может произойти или не произойти, и что описание включает случаи, в которых указанное событие или обстоятельство происходит, и случаи, когда оно не происходит.
Употребляемый в данном документе термин “нефть” относится к нефти и нефтепродуктам. В различных вариантах реализации изобретения нефть может включать, но не ограничиваться этим, продукты, выбранные из группы, состоящей из сырой нефти, асфальта, дегтя, рафината, продуктов перегонки нефти, таких как дизель, бензин, керосин, сажевое сырье, жидкое сажевое сырье и т.д., а также синтетических смесей, образуемых с применением дистиллятов нефти. Употребляемый в данном документе на английском языке термин “sulphur” (“сера”) (согласно правилам английского языка, принятым в Объединенном Королевстве) в альтернативном варианте может писаться как “sulfur” (согласно правилам английского языка, принятым в Америке). В одном варианте реализации изобретения нефть может представлять собой сажевое сырье. Сажевое сырье известно специалисту в данной области техники, и в общем случае им считают C12 и более высокие компоненты с высоким содержанием нафталена, метилинденов, антрацена, флуорена и других полиароматических компонентов. В другом варианте реализации изобретения сажевое сырье может содержать различные углехимические и/или петрохимические масла, например, те, которые характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов и/или содержат множество конденсированных колец. В одном варианте реализации изобретения сажевое сырье образуется в процессе высокотемпературного крекинга нефтяных фракций. В другом варианте реализации изобретения нефть может представлять собой остаточное масло. Употребляемый в данном документе термин “остаточное масло” относится к петрохимическим маслам, образующимся в результате процессов каталитического крекинга, например, осадочным маслам каткрекинга, или в результате производства олефинов в паровых крекинг-установках с применением в качестве исходных материалов прямогонного бензина или газойля.
Подразумевается, что термин “десульфурация” относится к снижению и/или удалению серы и/или серосодержащих компонентов в составе.
Термин “редкоземельный элемент” понятен для специалиста в данной области техники и включает, но не ограничивается этим, лантан (La), церий (Ce), празеодим (Pr), самарий (Sm), гадолиний (Gd), иттрий (Y), неодим (Nd), европий (Eu), тербий (Tb), диспрозий (Dy), гольмий (Ho), эрбий (Er), тулий (Tm), иттербий (Yb), скандий (Sc), прометий (Pm) и лютеций (Lu).
Термины “переходный металл” и “переходный элемент”, употребляемые в данном документе взаимозаменяемо, понятны для специалиста в данной области техники и включают, но не ограничиваются этим, железо (Fe), кобальт (Co), никель (Ni), медь (Cu), скандий (Sc), титан (Ti), ванадий (V), хром (Cr), марганец (Mn), цинк (Zn), иттрий (Y), цирконий (Zr), ниобий (Nb), молибден (Mo), технеций (Tc), рутений (Ru), родий (Rh), палладий (Pd), серебро (Ag), кадмий (Cd), гафний (Hf), тантал (Ta), вольфрам (W), рений (Re), осмий (Os), иридий (Ir), платину (Pt), ртуть (Hg) и золото (Au).
2. Способы и составы
Раскрываемые в данном документе способы и составы применимы для снижения количества серы в содержащем серу составе.
В вариантах реализации раскрываемых в данном документе способов предложен улучшенный способ десульфурации содержащих серу составов, таких как нефть. Известно, что сырую нефть десульфурируют на основании окисления серных компонентов подходящим окислителем в присутствии подходящих окислительных катализаторов. Как упоминалось выше, с ужесточением в разных странах санкционированных государствами требований к допустимому количеству серы постоянно ведутся исследования, направленные на поиск улучшенных, эффективных и экономически выгодных способов удаления серы, в частности, удаления органической серы, из нефти. Соответственно, в одном варианте реализации изобретения предложен способ десульфурации содержащих серу составов, таких как нефть.
Преимуществом применяемых в данном изобретении в процессе десульфурации катализаторов стало то, что они оказались способны функционировать при относительно низких температурах, т.е. при температуре в диапазоне от около 20°C до 150°C. Более того, в одном варианте реализации применяемые в данном изобретении катализаторы способны обеспечивать снижение количества серы на более чем около 97% в нефтепродуктах, например, дизеле, бензине и т.д., и количества серы на более чем около 50% во фракциях сырой нефти, которая остается после перегонки различных нефтепродуктов.
Раскрываемые способы включают применение каталитической системы, которая способна повышать эффективность окислителей, таких как перекись водорода, при удалении серы из различных составов. Раскрываемые способы и составы обладают высокой эффективностью в отношении удаления серы из жидких продуктов, таких как нефтяные масла, вследствие высокой эффективности каталитической системы.
В одном варианте реализации изобретения раскрываемый способ представляет собой способ десульфурации нефти.
В данном документе раскрывается состав, содержащий окислитель и окислительный катализатор, при этом окислительный катализатор имеет формулу M11-xM3xM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, M3 - Ca или Sr, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор пропитан кислотой, такой как серная кислота.
Также в данном документе раскрывается способ снижения количества серы в содержащем серу составе, включающий этапы: (а) получения содержащего серу состава; и (b) приведения содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором, при этом окислительный катализатор имеет формулу M11-xM3xM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, M3 - Ca или Sr, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80, тем самым снижая количество серы в содержащем серу составе. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор пропитан кислотой, такой как серная кислота.
Также в данном документе раскрывается способ десульфурации нефти, включающий приведение потока поступающей нефти в контакт с окислительным катализатором в присутствии окислителя, при этом окислительный катализатор имеет формулу M11-xM3xM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, M3 - Ca или Sr, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор пропитан кислотой, такой как серная кислота.
В одном варианте реализации изобретения этап получения содержащего серу состава включает получение потока поступающего содержащего серу состава.
В одном варианте реализации изобретения содержащий серу состав включает нефть, например, содержащий серу состав может являться нефтью. В одном варианте реализации изобретения нефть может представлять собой продукты перегонки нефти или синтетические смеси, образуемые с применением дистиллятов нефти. Неограничивающие примеры продуктов перегонки нефти включают дизель, бензин и керосин. В одном примере нефть может представлять собой дизель или бензин. В другом варианте реализации изобретения нефть может представлять собой сырую нефть, асфальт, деготь или рафинат.
В одном варианте реализации изобретения окислитель может содержать H2O2, NO2, N2O3, N2O4, уксусную кислоту, трет-бутилгидропероксид (ТБГП), муравьиную кислоту, серную кислоту, азотную кислоту, O2, воздух или озон либо их комбинацию. Например, окислитель может содержать H2O2, NO2, N2O3, N2O4, уксусную кислоту, трет-бутилгидропероксид (ТБГП), муравьиную кислоту, серную кислоту или азотную кислоту либо их комбинацию. В другом примере окислитель может содержать H2O2, NO2, N2O3, N2O4, уксусную кислоту или трет-бутилгидропероксид (ТБГП) либо их комбинацию. В другом примере окислитель может содержать H2O2.
В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор имеет формулу M11-xSrxM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, а x принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80.
В одном варианте реализации изобретения M1 представляет собой редкоземельный элемент, выбранный из группы, состоящей из лантана (La), церия (Ce), празеодима (Pr), самария (Sm), гадолиния (Gd), иттрия (Y), неодима (Nd), европия (Eu), тербия (Tb), диспрозия (Dy), гольмия (Ho), эрбия (Er), тулия (Tm), иттербия (Yb), скандия (Sc) и лютеция (Lu). В другом примере M1 представляет собой редкоземельный элемент, выбранный из группы, состоящей из La, Y, Yb, Nd, Ce и Tb. В другом примере M1 представляет собой редкоземельный элемент, выбранный из группы, состоящей из La, Pr, Gd, Sm, Nd и Ce. В другом примере M1 представляет собой редкоземельный элемент La.
В одном варианте реализации изобретения M2 представляет собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из железа (Fe), кобальта (Co), никеля (Ni), меди (Cu), скандия (Sc), титана (Ti), ванадия (V), хрома (Cr), марганца (Mn), цинка (Zn), иттрия (Y), циркония (Zr), ниобия (Nb), молибдена (Mo), технеция (Tc), рутения (Ru), родия (Rh), палладия (Pd), серебра (Ag), кадмия (Cd), гафния (Hf), тантала (Ta), вольфрама (W), рения (Re), осмия (Os), иридия (Ir), платины (Pt), ртути (Hg) и золота (Au). Например, M2 может представлять собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из Fe, Ru, Ir, Co, Rh, Pt, Pd и Mo. В другом примере M2 представляет собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из Fe, Mn, Ni, Co, Mo и Cu. В другом примере M2 представляет собой переходный металл Fe.
В одном варианте реализации изобретения M3 представляет собой Ca. В другом варианте реализации изобретения M3 представляет собой Sr.
В одном варианте реализации изобретения M11-xM3xM2O3 представляет собой M11-xSrxM2O3.
В одном варианте реализации изобретения M1 представляет собой редкоземельный элемент, выбранный из группы, состоящей из La, Pr, Gd, Sm, Nd и Ce; M2 представляет собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из Fe, Mn, Ni, Co, Mo и Cu; а M3 представляет собой Sr или Ca. В одном примере M1 представляет собой редкоземельный элемент, выбранный из группы, состоящей из La, Pr, Gd, Sm, Nd и Ce; M2 представляет собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из Fe, Mn, Ni, Co, Mo и Cu; а M3 представляет собой Sr. В другом примере M1 представляет собой редкоземельный элемент La; M2 представляет собой переходный металл Fe; а M3 представляет собой Sr.
В одном варианте реализации изобретения в формуле M11-xM3xM2O3 x может принадлежать диапазону от 0,01 до 0,80. Например, x может принадлежать диапазону от 0,10 до 0,50. В другом примере x может принадлежать диапазону от 0,10 до 0,30. В другом примере x может принадлежать диапазону от 0,15 до 0,25. Если x составляет 0,20, то M11-xM3xM2O3 соответствует формуле M10,80M30,20M2O3. Таким образом, формула M11-xM3xM2O3 в одном примере может быть La0,80Sr0,20FeO3.
В одном аспекте окислительный катализатор пропитан раствором серной кислоты.
В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор находится в нанокристаллической форме. Таким образом, формула M11-xM3xM2O3 может соответствовать нанокристаллической форме. В другом варианте реализации изобретения окислительный катализатор находится в форме соли. В другом варианте реализации изобретения нанокристаллическая форма окислительного катализатора может представлять собой соляную форму окислительного катализатора. Например, окислительный катализатор может быть пропитан раствором, содержащим серную кислоту, что приводит к образованию нанокристаллической соли серной кислоты M11-xM3xM2O3. Таким образом, в одном примере окислительный катализатор может быть пропитан раствором, содержащим кислоту, такую как серная кислота. В одном варианте реализации изобретения нанокристаллическая форма окислительного катализатора характеризуется средним размером, составляющим от около 5 нм до около 100 нм, например, от около 5 нм до около 80 нм; от около 5 нм до около 50 нм; от около 25 нм до около 100 нм; или от около 50 нм до около 100 нм.
В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор присутствует в органическом растворителе. Неограничивающие примеры органических растворителей включают алканы, например, пентан, гексан, гептаны и октан. В другом примере растворителем могут быть арены, циклоалканы, циклоалкены, алкены и тому подобные вещества, например, толуол и ксилол.
В одном варианте реализации изобретения приведение содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором может происходить при температуре от 20°C до 150°C, например, от 60°C до 150°C.
В одном варианте реализации изобретения приведение содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором может происходить на протяжении по меньшей мере 15 мин, 30 мин, 60 мин, 90 мин, 120 мин, 180 мин, 240 мин или 300 мин.
В других вариантах реализации изобретения порядок приведения в контакт может варьироваться и соответствовать любому подходящему для необходимого продукта порядку. В одном варианте реализации изобретения содержащий серу состав можно сначала приводить в контакт с окислительным катализатором, а затем с окислителем. В другом варианте реализации изобретения содержащий серу состав можно сначала приводить в контакт с окислителем, а затем с окислительным катализатором. В другом варианте реализации изобретения содержащий серу состав можно одновременно приводить в контакт с окислительным катализатором и с окислителем.
В одном варианте реализации изобретения количество окислителя может составлять от около 5% до около 300% по объему относительно содержащего серу состава. Например, количество окислителя может составлять от около 5% до около 100% по объему относительно содержащего серу состава. В другом примере количество окислителя может составлять от около 20% до около 80% по объему относительно содержащего серу состава. В одном варианте реализации изобретения количество применяемого окислительного катализатора на основании применения перекиси водорода (H2O2) в качестве окислителя соответствует диапазону от около 1% до около 50% по объему в масле или нефти.
В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор может присутствовать в количестве растворителя в диапазоне от около 1% до около 60% объемной массы. В одном варианте реализации изобретения, когда окислительный катализатор представляет собой нанокристаллическое соединение с формулой M11-xM3xM2O3, реакцию окисления можно проводить в количестве растворителя в диапазоне от около 1% до около 60% по объему. В одном варианте реализации изобретения, когда окислительный катализатор с формулой M11-xM3xM2O3 пропитан раствором серной кислоты, реакцию окисления можно проводить в количестве растворителя в диапазоне от около 1% до около 60% объемной массы.
В одном варианте реализации изобретения раскрываемые в данном документе способы дают возможность снижать количество серы, присутствующей в составе, по меньшей мере на 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 85%, 90%, 95%, 97%, 98%, 99% или 99,5%. В одном варианте реализации изобретения раскрываемые в данном документе способы дают возможность снижать количество серы в составе по меньшей мере на 97%, 98%, 99% или 99,5%, при этом содержащий серу состав содержит н-октан и тиофен. В одном примере раскрываемые в данном документе способы дают возможность снижать количество серы в составе по меньшей мере на 85%, 90%, 95%, 97%, 98%, 99% или 99,5%, при этом содержащий серу состав содержит продукты перегонки нефти. В другом примере раскрываемые в данном документе способы дают возможность снижать количество серы в составе по меньшей мере на 50%, 60%, 70% или 80%, при этом содержащий серу состав содержит сырую нефть. Например, раскрываемые способы дают возможность снижать исходное содержание серы в составе от около 20000 м.д. до около 70 м.д., если состав содержит н-октан и тиофен.
В одном варианте реализации изобретения раскрываемый в данном документе состав может дополнительно содержать растворитель. Неограничивающие примеры органических растворителей включают алканы, например, пентан, гексан, гептаны и октан. В другом примере растворителем могут быть арены, циклоалканы, циклоалкены, алкены и тому подобные вещества, например, толуол и ксилол.
Применение раскрываемых в данном документе способов дает возможность осуществления улучшенного, эффективного и экономически выгодного способа десульфурации нефти при более низких температурах реакции и с применением исходных материалов с относительно высокой концентрацией серы.
В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор может находиться в нанокристаллической форме соли серной кислоты соединения с формулой M1 1-xM3 xM2O3. В одном варианте реализации изобретения, когда окислительный катализатор может представлять собой соль серной кислоты соединения с формулой M1 1-xM3 xM2O3, окислительный катализатор может содержать кристаллиты диаметром в диапазоне от 5 нм до около 100 нм. В одном варианте реализации изобретения количество применяемого окислительного катализатора на основании применения перекиси водорода (H2O2) в качестве окислителя соответствует диапазону от около 1% до около 50% по объему в масле или нефти.
Подходящие способы синтеза применяемых в данном изобретении катализаторов включают, но не ограничиваются этим, способы, выбранные из группы, состоящей из гель-горения, цитрат-нитратного способа, золь-гель способа, гидротермального способа, сонохимического способа и т.д. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор, синтезированный упомянутыми в данном документе способами, может представлять собой нанокристаллическое соединение. В одном варианте реализации изобретения окислительный катализатор дополнительно сульфируют путем обработки серной кислотой. В одном варианте реализации изобретения после обработки серной кислотой нанокристаллическая форма дает на выходе сульфированный нанокристаллический окислительный катализатор.
В одном варианте реализации изобретения указанный способ включает применение потока поступающего сырья, содержащего тиофен в н-октане, при этом эффективность десульфурации составляет по меньшей мере 97%. Например, процесс десульфурации, проводимый для потока поступающего сырья, содержащего высокую исходную концентрацию серы, составляющую более или равную 15000 миллионным долям, может дать на выходе десульфурированный продукт с содержанием серы менее или равным 500 миллионным долям.
В одном варианте реализации изобретения раскрываемые в данном документе способы могут значительно снижать количество серы в нефти, остающейся после перегонки верхних фракций, таких как бензин, дизель, керосин и т.д. Известно, что эти остатки или остаточное масло, как правило, характеризуются содержанием серы более или равным около 20000 миллионным долям. Раствор остаточного масла в н-октане в объемном соотношении 50:50, соответствующий исходному содержанию серы около 20000 миллионных долей, может демонстрировать снижение серы по меньшей мере на 50% при применении раскрываемых в данном документе способов.
ПРИМЕРЫ
Следующие примеры приведены для того, чтобы представить специалистам в данной области техники полное раскрытие и описание того, как осуществлять, проводить и оценивать описанные в данном документе способы и составы, и должны считаться исключительно типовыми примерами способов и составов и не ограничивающими объем данного изобретения. Были предприняты все меры для гарантии точности в отношении числовых значений (например, количеств, температуры и т.д.), но стоит учитывать возможность существования некоторых погрешностей и отклонений. Если не указано иное, доли являются массовыми долями, температура приведена в °C или является температурой окружающей среды, а давление соответствует или приблизительно соответствует атмосферному.
Описание изобретения дополнительно проиллюстрировано при помощи следующих примеров, которые не должны считаться в какой-либо мере ограничивающими данное описание.
А. Пример 1
Катализатор La0,80Sr0,20FeO3 (LSF) синтезировали способом синтеза на основании горения геля. Таким образом, в качестве исходных материалов применяли оксид лантана [La2O3 (99,99%)], нитрат стронция [Sr(NO3)2 (99%)] и нитрат железа [Fe(NO3)3⋅9H2O (98%)]. Стехиометрическое количество оксида лантана растворяли сначала в разбавленной HNO3 (50%). В этот раствор добавляли стехиометрические количества нитрата стронция и нитрата железа. В конце соответствующее количество лимонной кислоты растворяли в дистиллированной воде и добавляли в этот нитратный раствор. Затем весь раствор тщательно обезвоживали при около 80°C для удаления излишка воды. После термального обезвоживания раствора образовывался вязкий гель. Сразу после образования вязкого геля температуру нагревательной пластины повышали до ≈ 250°C. Порошок, полученный после самовозгорания, кальцинировали при 600°C на протяжении 1 часа для получения химически чистого кристаллического порошка.
После синтеза каталитической системы La0,80Sr0,20FeO3 (LSF) исследовали десульфурационную активность этой системы. Искусственный исходный серосодержащий раствор получали, применяя серосодержащие компоненты, а именно тиофен (99%, спектрохим.) и органический растворитель н-октан (99%, Мерк). Искусственный исходный раствор готовили, растворяя тиофен, чтобы получить содержание серы в 20950 м.д. Около 20 мл этого искусственного исходного раствора смешивали с около 1,0 г нанокристаллического LSF катализатора. Затем эту смесь перемещали в 100 мл трехгорлую круглодонную колбу, оборудованную магнитной мешалкой и обратным холодильником. Систему нагревали на водяной бане с постоянным перемешиванием до температуры около 70°C. После того как смесь достигала указанной температуры, в нее при помощи капельной воронки на протяжении 15 мин по капле добавляли 60 мл перекиси водорода (30%, Fisher Scientific). Реакцию продолжали на протяжении 2,5 ч. После завершения реакции всей системе давали возможность остыть и отстояться на протяжении дополнительных 15 мин до образования двух отдельных слоев реакционной смеси. После окисления эти два слоя представляли собой масляный слой (верхний) и водный слой (нижний). Затем верхний масляный слой фильтровали и оценивали содержание серы, которое соответствовало значению 110 м.д., т.е. десульфурации на около 99%.
В. Пример 2
Катализатор La0,80Sr0,20FeO3 (LSF) синтезировали способом синтеза на основании горения геля. Таким образом, в качестве исходных материалов применяли оксид лантана [La2O3 (99,99%)], нитрат стронция [Sr(NO3)2 (99%)] и нитрат железа [Fe(NO3)3⋅9H2O (98%)]. Стехиометрическое количество оксида лантана растворяли сначала в разбавленной HNO3 (50%). В этот раствор добавляли стехиометрические количества нитрата стронция и нитрата железа. В конце соответствующее количество лимонной кислоты растворяли в дистиллированной воде и добавляли в этот нитратный раствор. Затем весь раствор тщательно обезвоживали при около 80°C для удаления излишка воды. После термального обезвоживания раствора образовывался вязкий гель. Сразу после образования вязкого геля температуру нагревательной пластины повышали до ≈ 250°C. Порошок, полученный после самовозгорания, кальцинировали при 600°C на протяжении 1 часа для получения химически чистого кристаллического порошка.
В этом примере синтезированный катализатор пропитывали раствором серной кислоты (30%) на протяжении 24 часов. Излишек кислоты сцеживали, а катализатор после этого высушивали в печи при 100°C. Далее высушенный катализатор кальцинировали при 600°C на протяжении 2 ч и получали сульфированный LSF катализатор. Затем исследовали десульфурационную активность сульфированного LSF катализатора. Искусственный исходный серосодержащий раствор получали, применяя серосодержащие компоненты, а именно тиофен (99%, спектрохим.) и органический растворитель н-октан (99%, Мерк). Искусственный исходный раствор готовили, растворяя тиофен, чтобы получить содержание серы в 20950 м.д. Около 20 мл этого искусственного исходного раствора смешивали с около 1,0 г нанокристаллического LSF катализатора. Затем эту смесь перемещали в 100 мл трехгорлую круглодонную колбу, оборудованную магнитной мешалкой и обратным холодильником. Систему нагревали на водяной бане с постоянным перемешиванием до температуры около 70°C. После того как смесь достигала указанной температуры, в нее при помощи капельной воронки на протяжении 15 мин по капле добавляли 60 мл перекиси водорода (30%, Fisher Scientific). Реакцию продолжали на протяжении 2,5 ч. После завершения реакции всей системе давали возможность остыть и отстояться на протяжении дополнительных 15 мин до образования двух отдельных слоев реакционной смеси. После окисления эти два слоя представляли собой масляный слой (верхний) и водный слой (нижний). Затем верхний масляный слой фильтровали и оценивали содержание серы, которое соответствовало значению 70 м.д., т.е. десульфурации на около 99,5%.
С. Пример 3
Для того чтобы определить эффект катализатора в десульфурации, проводили контрольный эксперимент в отсутствие катализатора. Искусственный исходный раствор готовили, растворяя тиофен, чтобы получить содержание серы в 12 000 м.д. Затем около 20 мл этого искусственного исходного раствора перемещали в 100 мл трехгорлую круглодонную колбу, оборудованную магнитной мешалкой и обратным холодильником. Систему нагревали на водяной бане с постоянным перемешиванием до температуры около 80°C. После того как смесь достигала указанной температуры, в нее при помощи капельной воронки на протяжении 15 мин по капле добавляли 100 мл перекиси водорода (30%, Fisher Scientific). Реакцию продолжали на протяжении 5 ч. После завершения реакции всей системе давали возможность остыть и отстояться на протяжении дополнительных 15 мин до образования двух отдельных слоев реакционной смеси. Таким образом, после окисления эти два слоя представляли собой масляный слой (верхний) и водный слой (нижний). Затем верхний масляный слой фильтровали и оценивали содержание серы, которое соответствовало значению 11 900 м.д., т.е. десульфурации на < 1,0%.
D. Пример 4
Этот эксперимент проводили для осуществления десульфурации жидкого сажевого сырья (ЖСС). Для этого готовили 50% смесь (ЖСС-изооктан) с исходным содержанием серы в 2,11%. Около 30 мл этого раствора смешивали с около 0,5 г нанокристаллических LSF катализаторов. Затем всю смесь перемещали в 100 мл трехгорлую круглодонную колбу, оборудованную магнитной мешалкой и обратным холодильником. Систему нагревали на водяной бане с постоянным перемешиванием до температуры около 75°C. После того как смесь достигала указанной температуры, в нее при помощи капельной воронки на протяжении 15 мин по капле добавляли 10 мл перекиси водорода (30%, Fisher Scientific). Реакцию продолжали на протяжении 1 ч. После завершения реакции всей системе давали возможность остыть и отстояться на протяжении дополнительных 15 мин до образования двух отдельных слоев реакционной смеси. Таким образом, после окисления эти два слоя представляли собой масляный слой (верхний) и водный слой (нижний). Затем верхний масляный слой фильтровали и оценивали содержание серы, которое соответствовало значению 11900 м.д. по сравнению с исходным содержанием серы в 21100 м.д., т.е. десульфурации на около 44%.
Е. Пример 5
Этот эксперимент проводили для осуществления десульфурации жидкого сажевого сырья (ЖСС). Для этого готовили 50% смесь (ЖСС-изооктан) с исходным содержанием серы в 2,14%. Около 30 мл этого раствора смешивали с около 0,5 г сульфированных нанокристаллических LSF катализаторов. Сульфирование катализатора проводили путем пропитки в растворе серной кислоты (30%) на протяжении 24 часов. Излишек кислоты сцеживали, а катализатор после этого высушивали в печи при 100°C. Далее высушенный катализатор кальцинировали при 600°C на протяжении 2 ч и получали сульфированный LSF катализатор. Затем всю смесь перемещали в 100 мл трехгорлую круглодонную колбу, оборудованную магнитной мешалкой и обратным холодильником. Систему нагревали на водяной бане с постоянным перемешиванием до температуры около 65°C. После того как смесь достигала указанной температуры, в нее при помощи капельной воронки на протяжении 15 мин по капле добавляли 10 мл перекиси водорода (30%, Fisher Scientific). Реакцию продолжали на протяжении 1 ч. После завершения реакции всей системе давали возможность остыть и отстояться на протяжении дополнительных 15 мин до образования двух отдельных слоев реакционной смеси. Таким образом, после окисления эти два слоя представляли собой масляный слой (верхний) и водный слой (нижний). Затем верхний масляный слой фильтровали и оценивали содержание серы, которое в данном случае соответствовало значению 10900 м.д. по сравнению с исходным содержанием серы в 21490 м.д., т.е. десульфурации на около 50%.
Все эти результаты приведены ниже в Таблицах 1 и 2:
| Таблица 1 | |||||||
| Экс. № | Искусственный исходный раствор (мл) | Катализатор | H2O2 (мл) | Темп. (°C) |
Время | Содержание серы | Удаление S |
| 1. | 20 | LSF | 60 мл | 70 | 2,5 ч | 0,011% | 99% |
| 2. | 20 | LSF-сульфированный | 60 мл | 70 | 2,5 ч | 0,007% | 99,5% |
| 3. | 20 | Без катализатора | 100 мл | 80 | 5 ч | 1,19% | <1% |
| Таблица 2 | |||||||
| Экс. № | ЖСС-изооктан | Катализатор | H2O2 (мл) |
Темп. (oC) |
Время (мин) |
Содержание серы | Удаление S |
| 4. | 30 | LSF | 10. | 75 | 60 | 1,19% | 44% |
| 5. | 30 | LSF-сульфированный | 10 | 65 | 60 | 1,09% | 50% |
Вышеприведенные варианты реализации изобретения описывают основные задачи данного изобретения, как изложено выше. Однако специалисты в данной области должны четко понимать, что вышеприведенное описание было составлено только с точки зрения наиболее предпочтительных конкретных вариантов реализации изобретения. Следовательно, существует очевидная возможность внесения многих других изменений и модификаций, которые представляют собой улучшения и не описаны в настоящем документе, без отступления от объема настоящего изобретения, которые в действительности входят в рамки общего объема изобретения, а их сущность определена в настоящем документе прилагаемой формулой изобретения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Anisimov, A. V., Fedorova, E. V., Lesnugin, A. Z., Senvavin, V. M.. Asianov, L. A.. Rvbakov, V. B., Tanrakanova, V.,’”Vanadium peroxocomplexes as oxidation catalysts of sulfur organic compounds by hydrogen peroxide in bi-phase systems”, Catal.Today, 78.3 19-325 (2003)
Ramı´rez-Verduzco L. F., Murrieta-Guevara F., Garcı´a-Gutie´rrez, J. L, Saint Martin-Castan˜on R., Martı´nez-Guerrero M., Montiel-Pacheco M., Mata-Dı´az R., Pet. Sci. Technol. 22, 129 (2004).
Jose´ Luis Garcı´a-Gutie´rrez a,*, Gustavo A. Fuentes b, Maria Eugenia Herna´ndez-Tera´n b, Ponciano Garcı´a b, Florentino Murrieta-Guevara a, Federico Jime´nez-Cruz, “Ultra-deep oxidative desulfurization of diesel fuel by the Mo/Al2O3-H2O2 system: The effect of system parameters on catalytic activity”, Applied Catalysis A: General 334, 366–373 (2008).
Guoxian Yu, Shanxiang Lu *, Hui Chen, Zhongnan Zhu, “Diesel fuel desulfurization with hydrogen peroxide promoted by formic acid and catalyzed by activated carbon”, Carbon 43, 2285-2294 (2005).
Attar A., Corcoran W. H. “Desulfurization of organic sulfur compounds by selective oxidation. Regenerable and non regenerable oxygen carriers”. Ind. Eng Chem Prod Res Dev, 17(2), 102-9 (1978).
Dolbear G. E, Skov E. R. “Selective oxidation as a route to petroleum desulfurization” Am Chem Soc, 45, 375 (2000).
Tam P. S., Kittrell, J. R., Eldridge, J. W., “Desulfurization of fuel oil by oxidation and extraction ( I ) Enhancement of extraction oil yield’’, Ind. Eng. Chem. Res., 29, 321(1990).
Hulea V., Fajula F., Bousquet J., J. Catal. 198, 179 (2001).
Palomeque J., Clacens J.M., Figueras F., J. Catal. 211, 103 (2002).
Yazu K., Yamamoto Y., Furuya T., Miki K., Ukegawa K., Energ. Fuels 15, 1535 (2001).
Djangkung S., Murti S., Yang H., Choi K., Kora Y., Mochida I., Appl. Catal. A 252, 331 (2003).
March J., Advanced Organic Chemistry: Reactions, Mechanisms and Structure, Wiley-Interscience, New York, 1992.
Wang D, Qian E. W, Amano H, Okata K, Ishihara A, Kabe T. ”Oxidative desulfurization of fuel oil. Part I. Oxidation of dibenzothiophenes using tert-butyl hydroperoxide” Appl Catal A: Gen; 253(1):91-9 (2003).
Zannikos F, Lois E, Stournas S. “Desulfurization of petroleum fractions by oxidation and solvent extraction”. Fuel Process Technol, 42(1):35-45 1995.
Rappas, Alkis S. “Process for removing low amounts of organic sulfur from hydrocarbon fuels”. US Patent 6,402,940, (2002).
Otsuki, S., Nonaka, T., Takashima, N., Qian, W., Ishihara,A., Imai, T., Kabe, T., “Oxidative desulfurization of light gas oil and vaccum gas oil by oxidation and solvent extraction”, Energy Fuels, 14, 1232-1239 (2000).
Collins, F. M., Lucy, A. R., Sharp, C. J., “Oxidation desulfurization of oils via hydrogen peroxide and heteropolyanion catalysis”, Mol. Catal. A, 117,397-403 (1997).
Beatriz Zapata a,*, Francisco Pedraza a, Miguel A. Valenzuela, “Catalyst screening for oxidative desulfurization using hydrogen peroxide, Catalysis Today 106, 219-221 (2005).
Yu G., Lu S., Chen H., Zhu Z, Energy Fuels 19,447 (2005).
Ramı´rez-Verduzco L.F., Torres-Garcı´a, E., Go´mez-Quintana R., Gonza´lez-Pen˜a V., Murrieta-Guevara F., Catal. Today 98, 289 (2004).
Filippis P. de, Scarcella M., Energy Fuels 17, 1452 (2003).
Te M., Fairbridge, C., Ring, Z., “Oxidation reactivities of dibenzothiophenes in polyoxometalate/H2O2 and formic acid/H2O2 systems”, Appl. Catal. A Gen., 219, 267-280 (2001).
Chen L., Guo S. and Zhao D., Oxidative Desulfurization of Simulated Gasoline over Metal Oxide-loaded Molecular Sieve* Chin. J. Chem. Eng., 15(4) 520-523 (2007).
Tam, P.S., Kittrell, J.R., Eldridge, J.W., “Desulfurization of fuel oil by oxidation and extraction Kinetic modeling of oxidation reaction”, Ind. Eng. Chem. Res., 29, 324-3 29 ( 1990).
Shiraishi, Y., Taki, Y., Hirai, T., Komasawa I., “Visible light-induced desulfurization process for catalytic cracked gasoline using an organic two-phase extraction system”, Ind. Eng. Chem. Res., 38,4538-4544 (1999).
Shiraishi, Y., Hirai, T., “Desulfurization of vacuum gasoil based on chemical oxidation followed by liquid-liquid extraction”, Energy Fuels, 18,37-40 (2004).
Mei, H., Mei, B.W., Yen, T.F., “A new method for obtaining ultra-low sulfur diesel fuel via ultrasound assisted oxidative desulfurization”, Fuel , 82,405-4 14 (2003).
Shiraishi, Y., Tachibana, K., Hirai, T., Komasawa, I.,“Desulfurization and denitrogenation process for light oils based on chemical oxidation followed by liquid-liquid extraction”, Ind. Enn. Chem. Res., 41, 4362-4375 (2002).
Murata, S., Murata, K., Kidena, K., Nomura, M., “A novel oxidative desulfurization system for diesel fuels with molecular oxygen in the presence of cobalt catalysts and aldehydes”, Energy Fuel, 18, 116-121 (2004).
Sun, G, Xia, D., “Effect of metallic salt to desulfurization of light oils”, J. Fuel Chem. Technol., 29, 509-514 (2001).
Kong, L.Y., Li, G., Wang, X.S., “Kinetics and mechanism of liquid-phase oxidation of thiophene over TS-1 using H2O2 under mild conditions”, Catal. Lett., 92, 163- 167( 2004).
Claims (23)
1. Способ снижения количества серы в содержащем серу составе, включающий этапы:
a) получения содержащего серу состава; и
b) приведения содержащего серу состава в контакт с окислителем и окислительным катализатором, при этом окислительный катализатор имеет формулу M1 1-xM3 xM2O3, где M1 представляет собой редкоземельный элемент, M2 - переходный металл, M3 - Са или Sr, а х принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80,
тем самым снижая количество серы в содержащем серу составе, при этом указанный содержащий серу состав содержит нефть.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержащий серу состав является нефтью.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что окислитель содержит Н2О2, NO2, N2O3, N2O4, уксусную кислоту, трет-бутилгидрогенфосфат (ТВНР), муравьиную кислоту, серную кислоту, азотную кислоту, O2, воздух или озон либо их комбинацию.
4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что окислитель содержит Н2О2.
5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что редкоземельным элементом является La, Pr, Gd, Sm, Nd и Ce.
6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что редкоземельным элементом является La.
7. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что переходным металлом является Fe, Mn, Ni, Co, Mo и Cu.
8. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что переходным металлом является Fe.
9. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что M3 представляет собой Sr.
10. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что х принадлежит диапазону от 0,10 до 0,50.
11. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что х принадлежит диапазону от 0,10 до 0,30.
12. Способ по п. 1 или 2, в котором количество серы, присутствующей в составе, снижают по меньшей мере на 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 85%, 90%, 95%, 97%, 98%, 99% или 99,5%.
13. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что окислительный катализатор находится в нанокристаллической форме.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что нанокристаллическая форма характеризуется размером, составляющим от 5 нм до 100 нм.
15. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что приведение в контакт происходит при температуре от 20°С до 150°С.
16. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что количество окислителя составляет от 5% до 300% по объему относительно объема содержащего серу состава.
17. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что окислительный катализатор пропитан раствором, содержащим серную кислоту.
18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что окислительный катализатор представляет собой нанокристаллическую форму M1 1-xSrxM2O3 соли серной кислоты.
19. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что окислительный катализатор находится в органическом растворителе.
20. Состав, содержащий окислитель и окислительный катализатор, при этом окислительный катализатор имеет формулу M1 1-xSrxM2O3, где М1 представляет собой редкоземельный элемент, М2 - переходный металл, а х принадлежит диапазону от 0,01 до 0,80, при этом окислитель содержит Н2О2, уксусную кислоту, трет-бутилгидрогенфосфат (ТВНР), муравьиную кислоту, серную кислоту, азотную кислоту или их комбинацию, при этом указанный состав способен снижать содержание серы в составе, содержащем нефть.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN2879/MUM/2012 | 2012-09-28 | ||
| IN2879MU2012 | 2012-09-28 | ||
| PCT/IB2013/002825 WO2014049445A2 (en) | 2012-09-28 | 2013-09-27 | Methods and compositions for desulfurization of compositions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015115969A RU2015115969A (ru) | 2016-11-20 |
| RU2641101C2 true RU2641101C2 (ru) | 2018-01-16 |
Family
ID=49955402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015115969A RU2641101C2 (ru) | 2012-09-28 | 2013-09-27 | Способы и состав для десульфурации составов |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20150252272A1 (ru) |
| EP (1) | EP2900370B1 (ru) |
| JP (2) | JP6690942B2 (ru) |
| KR (1) | KR102125107B1 (ru) |
| CN (2) | CN104812481B (ru) |
| BR (1) | BR112015006996A2 (ru) |
| CA (1) | CA2886518C (ru) |
| ES (1) | ES2781838T3 (ru) |
| HK (2) | HK1208398A1 (ru) |
| MX (1) | MX371210B (ru) |
| RU (1) | RU2641101C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014049445A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711756C1 (ru) * | 2019-06-27 | 2020-01-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) | Способ каталитического крекинга вакуумного газойля |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112012030016B8 (pt) | 2010-05-24 | 2021-05-18 | Siluria Technologies Inc | processo para preparar etileno a partir de metano e método para preparar um produto a jusante de etileno |
| EA029867B1 (ru) | 2011-05-24 | 2018-05-31 | Силурия Текнолоджиз, Инк. | Катализаторы для нефтехимического катализа |
| BR112014009803B1 (pt) | 2011-10-24 | 2021-07-06 | Aditya Birla Nuvo Limited | processo para produzir um negro de fumo modificado na superfície |
| US20130158322A1 (en) | 2011-11-29 | 2013-06-20 | Siluria Technologies, Inc. | Polymer templated nanowire catalysts |
| US9133079B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-09-15 | Siluria Technologies, Inc. | Process for separating hydrocarbon compounds |
| US9446397B2 (en) | 2012-02-03 | 2016-09-20 | Siluria Technologies, Inc. | Method for isolation of nanomaterials |
| US9410042B2 (en) | 2012-03-30 | 2016-08-09 | Aditya Birla Science And Technology Company Ltd. | Process for obtaining carbon black powder with reduced sulfur content |
| CA3125016C (en) | 2012-05-24 | 2024-04-30 | Lummus Technology Llc | Catalytic forms and formulations |
| CA2874526C (en) | 2012-05-24 | 2022-01-18 | Siluria Technologies, Inc. | Oxidative coupling of methane systems and methods |
| US9969660B2 (en) | 2012-07-09 | 2018-05-15 | Siluria Technologies, Inc. | Natural gas processing and systems |
| WO2014089479A1 (en) | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Siluria Technologies, Inc. | Integrated processes and systems for conversion of methane to multiple higher hydrocarbon products |
| EP2969184A4 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-21 | Siluria Technologies Inc | CATALYSTS FOR PETROCHEMICAL CATALYSIS |
| SG11201601074RA (en) | 2013-09-30 | 2016-03-30 | Halliburton Energy Services Inc | Synchronous continuous circulation subassembly with feedback |
| WO2015081122A2 (en) | 2013-11-27 | 2015-06-04 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| CN106068323B (zh) | 2014-01-08 | 2019-09-06 | 希路瑞亚技术公司 | 乙烯成液体的系统和方法 |
| US10377682B2 (en) | 2014-01-09 | 2019-08-13 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| WO2015106023A1 (en) | 2014-01-09 | 2015-07-16 | Siluria Technologies, Inc. | Oxidative coupling of methane implementations for olefin production |
| WO2015168601A2 (en) | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Siluria Technologies, Inc. | Heterogeneous catalysts |
| HUE054014T2 (hu) | 2014-09-17 | 2021-08-30 | Lummus Technology Inc | Katalizátorok metán oxidatív csatolására és etán oxidatív dehidrogenálására |
| US9334204B1 (en) | 2015-03-17 | 2016-05-10 | Siluria Technologies, Inc. | Efficient oxidative coupling of methane processes and systems |
| US10793490B2 (en) | 2015-03-17 | 2020-10-06 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane methods and systems |
| US20160289143A1 (en) | 2015-04-01 | 2016-10-06 | Siluria Technologies, Inc. | Advanced oxidative coupling of methane |
| US9328297B1 (en) | 2015-06-16 | 2016-05-03 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| EP3362425B1 (en) | 2015-10-16 | 2020-10-28 | Lummus Technology LLC | Separation methods and systems for oxidative coupling of methane |
| CA3019396A1 (en) | 2016-04-13 | 2017-10-19 | Siluria Technologies, Inc. | Oxidative coupling of methane for olefin production |
| CN106010632B (zh) * | 2016-05-26 | 2018-01-19 | 安庆师范大学 | 一种催化氧化萃取脱除汽油中有机硫的方法 |
| US20180169561A1 (en) | 2016-12-19 | 2018-06-21 | Siluria Technologies, Inc. | Methods and systems for performing chemical separations |
| CN108525660B (zh) * | 2017-03-03 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含硫烃加氧脱硫的方法 |
| US11001542B2 (en) | 2017-05-23 | 2021-05-11 | Lummus Technology Llc | Integration of oxidative coupling of methane processes |
| WO2019010498A1 (en) | 2017-07-07 | 2019-01-10 | Siluria Technologies, Inc. | SYSTEMS AND METHODS FOR OXIDIZING METHANE COUPLING |
| WO2019166905A1 (en) * | 2018-02-28 | 2019-09-06 | Zohal Safaei Mahmoudabadi | Oxidative desulfurization of liquid fuels using metal sulfide quantum dots/graphen oxid hybrid nanocatalyst |
| CN113748186A (zh) * | 2019-04-24 | 2021-12-03 | 杰富意钢铁株式会社 | 低硫煤的制造方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5340465A (en) * | 1993-10-14 | 1994-08-23 | Uop | Use of a metal oxide solid solution for sweetening a sour hydrocarbon fraction |
| RU2076892C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-04-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ демеркаптанизации нефтяных дистиллятов |
| US20020022568A1 (en) * | 1993-12-08 | 2002-02-21 | Richard Mackay | Ceramic membranes for use in catalytic membrane reactors with high ionic conductivities and improved mechanical properties |
| WO2003051798A1 (en) * | 2001-12-13 | 2003-06-26 | Lehigh University | Oxidative desulfurization of sulfur-containing hydrocarbons |
| US20070105715A1 (en) * | 2004-12-24 | 2007-05-10 | Hisashi Suda | Particulate matter oxidation catalyst and filter |
| US20100278709A1 (en) * | 2007-10-24 | 2010-11-04 | David Waller | Catalyst for production of nitric oxide |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3340081A (en) * | 1963-12-26 | 1967-09-05 | Phillips Petroleum Co | Treatment of carbon black |
| US6355093B1 (en) * | 1993-12-08 | 2002-03-12 | Eltron Research, Inc | Two component-three dimensional catalysis |
| JP3564533B2 (ja) * | 2000-06-16 | 2004-09-15 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 燃料油の酸化脱硫方法 |
| CN1234809C (zh) * | 2000-06-16 | 2006-01-04 | 北京三聚环保新材料有限公司 | 对轻质油品所含硫醇进行转化的方法 |
| US6402940B1 (en) | 2000-09-01 | 2002-06-11 | Unipure Corporation | Process for removing low amounts of organic sulfur from hydrocarbon fuels |
| JP4273893B2 (ja) * | 2003-09-18 | 2009-06-03 | トヨタ自動車株式会社 | ガス浄化触媒 |
| US7038090B1 (en) * | 2004-04-01 | 2006-05-02 | Uop Llc | Process and catalyst for producing hydroperoxides |
| EP1795260A1 (fr) * | 2005-12-07 | 2007-06-13 | L'AIR LIQUIDE, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Catalyseur constitué d'un support solide, d'un oxyde, et d'une phase active métallique greffée sur l'oxyde, procédé pour sa préparation et application |
| JP2009081064A (ja) * | 2007-09-26 | 2009-04-16 | Toshiba Corp | 触媒層、触媒層の製造方法、燃料電池、および燃料電池の製造方法 |
-
2013
- 2013-09-27 US US14/432,342 patent/US20150252272A1/en not_active Abandoned
- 2013-09-27 EP EP13820884.8A patent/EP2900370B1/en active Active
- 2013-09-27 CN CN201380055101.2A patent/CN104812481B/zh active Active
- 2013-09-27 MX MX2015003988A patent/MX371210B/es active IP Right Grant
- 2013-09-27 BR BR112015006996A patent/BR112015006996A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-09-27 CA CA2886518A patent/CA2886518C/en active Active
- 2013-09-27 CN CN201710971374.1A patent/CN107663461A/zh active Pending
- 2013-09-27 KR KR1020157011167A patent/KR102125107B1/ko active IP Right Grant
- 2013-09-27 ES ES13820884T patent/ES2781838T3/es active Active
- 2013-09-27 WO PCT/IB2013/002825 patent/WO2014049445A2/en active Application Filing
- 2013-09-27 RU RU2015115969A patent/RU2641101C2/ru active
- 2013-09-27 JP JP2015533716A patent/JP6690942B2/ja active Active
-
2015
- 2015-09-17 HK HK15109095.8A patent/HK1208398A1/xx unknown
-
2018
- 2018-07-13 JP JP2018133094A patent/JP6683768B2/ja active Active
- 2018-08-06 HK HK18110101.5A patent/HK1251246A1/zh unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5340465A (en) * | 1993-10-14 | 1994-08-23 | Uop | Use of a metal oxide solid solution for sweetening a sour hydrocarbon fraction |
| US20020022568A1 (en) * | 1993-12-08 | 2002-02-21 | Richard Mackay | Ceramic membranes for use in catalytic membrane reactors with high ionic conductivities and improved mechanical properties |
| RU2076892C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-04-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ демеркаптанизации нефтяных дистиллятов |
| WO2003051798A1 (en) * | 2001-12-13 | 2003-06-26 | Lehigh University | Oxidative desulfurization of sulfur-containing hydrocarbons |
| US20070105715A1 (en) * | 2004-12-24 | 2007-05-10 | Hisashi Suda | Particulate matter oxidation catalyst and filter |
| US20100278709A1 (en) * | 2007-10-24 | 2010-11-04 | David Waller | Catalyst for production of nitric oxide |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Yi Guanghua et al, Oxidative dehydrogenation of ethane over La1-xSr x FeO3-δ perovskite oxides, Catalysis Letters 38 (1996) 189-195. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711756C1 (ru) * | 2019-06-27 | 2020-01-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) | Способ каталитического крекинга вакуумного газойля |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015115969A (ru) | 2016-11-20 |
| WO2014049445A2 (en) | 2014-04-03 |
| US20150252272A1 (en) | 2015-09-10 |
| JP2015532320A (ja) | 2015-11-09 |
| KR102125107B1 (ko) | 2020-06-19 |
| JP6690942B2 (ja) | 2020-04-28 |
| EP2900370A2 (en) | 2015-08-05 |
| KR20150063510A (ko) | 2015-06-09 |
| BR112015006996A2 (pt) | 2017-07-04 |
| CN107663461A (zh) | 2018-02-06 |
| HK1251246A1 (zh) | 2019-01-25 |
| WO2014049445A3 (en) | 2014-05-15 |
| JP6683768B2 (ja) | 2020-04-22 |
| CA2886518C (en) | 2021-06-08 |
| CN104812481B (zh) | 2017-11-10 |
| EP2900370B1 (en) | 2020-01-01 |
| MX2015003988A (es) | 2015-07-23 |
| ES2781838T3 (es) | 2020-09-08 |
| JP2018168392A (ja) | 2018-11-01 |
| HK1208398A1 (en) | 2016-03-04 |
| CN104812481A (zh) | 2015-07-29 |
| CA2886518A1 (en) | 2014-04-03 |
| MX371210B (es) | 2020-01-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2641101C2 (ru) | Способы и состав для десульфурации составов | |
| Subhan et al. | Studies on the selection of a catalyst–oxidant system for the energy-efficient desulfurization and denitrogenation of fuel oil at mild operating conditions | |
| Rezvani et al. | Synthesis and characterization of new substituted Sandwich-type Polyoxometalate-based inorganic–organic hybrid nanocomposites for catalytic oxidative desulfurization of real gasoline | |
| JPH0765055B2 (ja) | 硫黄不純物と金属性不純物を含む炭化水素の重質分を少くとも２段階で変換させる水素化処理方法 | |
| RU2402380C1 (ru) | Катализатор гидроочистки углеводородного сырья, способ его приготовления и процесс гидроочистки | |
| US7731837B2 (en) | Oxidatively regenerable adsorbents for sulfur removal | |
| JP2008525624A (ja) | 酸化的脱硫方法 | |
| JP2008095107A (ja) | 脱窒、脱硫、含酸素化合物の製造のための炭化水素基質の選択酸化方法 | |
| Rezvani et al. | Synthesis and characterization of new nanosphere hybrid nanocomposite polyoxometalate@ ceramic@ polyaniline as a heterogeneous catalyst for oxidative desulfurization of real fuel | |
| JP6105753B2 (ja) | 超低レベルの有機硫黄化合物を有するディーゼル燃料を生成するための、気相酸化脱硫及び水素化脱硫を統合する、標的とした脱硫プロセス及び装置 | |
| JP2015511255A (ja) | 超低レベルの有機硫黄化合物を有する燃料を生成するための、穏やかな水素化脱硫の統合気相接触酸化 | |
| López-Benítez et al. | Novel NiW hydrodesulfurization catalysts supported on sol-gel Mn-Al2O3 | |
| JP2007297639A (ja) | 輸送機関用燃料 | |
| JP4248242B2 (ja) | 製油所の輸送機関用燃料のための混合成分の一体化調製 | |
| US8877153B2 (en) | Adsorbent for ultradeep removal of sulfur compounds from distillate fuels | |
| KR101458817B1 (ko) | 중질유 수소화처리를 위한 재생 또는 재제조 촉매의 제조방법 | |
| KR101430408B1 (ko) | 재생 또는 재제조 촉매를 이용한 중질유 수소화처리 방법 | |
| RU2387475C1 (ru) | Катализатор, способ его приготовления и процесс гидроочистки углеводородного сырья | |
| US10010864B2 (en) | Process for obtaining adsorbent material based on porous silicates for reduction of sulfur and nitrogen in oil fractions | |
| Fan et al. | Oxidative desulfurization of model compounds and crude oil using Mo/Ti-DMSN catalyst and a detailed molecular characterization of sulfur species | |
| FUJIkAwA | Development of new CoMo HDS catalyst for ultra-low sulfur diesel fuel production | |
| US20100089799A1 (en) | Use of zinc ferrite-based solids in a process for deep desulfurization of hydrocarbon fractions | |
| CN113856736B (zh) | 用于催化氧化柴油中噻吩的催化剂及其制备方法和应用 | |
| CN112657459B (zh) | 轻汽油脱硫吸附剂及其制备方法、轻汽油脱硫方法 | |
| JP2007111685A (ja) | 炭化水素油の水素化処理触媒及びそれを用いた水素化処理方法 |