RU2659223C1 - Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof - Google Patents
Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2659223C1 RU2659223C1 RU2017139332A RU2017139332A RU2659223C1 RU 2659223 C1 RU2659223 C1 RU 2659223C1 RU 2017139332 A RU2017139332 A RU 2017139332A RU 2017139332 A RU2017139332 A RU 2017139332A RU 2659223 C1 RU2659223 C1 RU 2659223C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- oil
- heavy hydrocarbon
- hydrocarbon raw
- raw materials
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
Abstract
Description
Изобретение относится к области технологических процессов и может быть использовано в горном деле для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, в частности - высоковязких нефтей и природных битумов, а также в области нефтепереработки тяжелых нефтей и остаточных нефтяных фракций.The invention relates to the field of technological processes and can be used in mining to intensify the production of heavy hydrocarbons, in particular high-viscosity oils and natural bitumen, as well as in the field of heavy oil refining and residual oil fractions.
Известен способ получения жидких продуктов из нефтяных остатков путем их смешения с катализатором, содержащим никель, или молибден, или кобальт, или вольфрам, и последующего термокрекинга полученной смеси. В качестве катализатора используют отходы обогащения молибденовых, или кобальтовых, или никелевых или вольфрамовых руд, содержащие 1,2-2,8% железа и 3,8-58,0% кремнезема. Катализатор измельчают до размера частиц менее 1000 мкм. Термокрекинг ведут при плюс 390-450°С и давлении 0,2-5,0 МПа (см. патент РФ №2182923 С1, 27.05.2002).A known method of producing liquid products from oil residues by mixing them with a catalyst containing Nickel, or molybdenum, or cobalt, or tungsten, and subsequent thermal cracking of the resulting mixture. An enrichment waste of molybdenum, or cobalt, or nickel or tungsten ores containing 1.2-2.8% iron and 3.8-58.0% silica is used as a catalyst. The catalyst is ground to a particle size of less than 1000 microns. Thermocracking is carried out at plus 390-450 ° C and a pressure of 0.2-5.0 MPa (see RF patent No. 2182923 C1, 05.27.2002).
Недостатком данного способа является необходимость предварительной подготовки катализатора (измельчение), последующая гомогенизация катализатора с сырьем и низкий выход бензиновых фракций. Кроме того, для производства катализатора необходима привязка способа к территориальному расположению комбинатов по обогащению вышеуказанных руд, поскольку доставка данных катализаторов на большие расстояния и невозможность их регенерировать снижают рентабельность данного метода.The disadvantage of this method is the need for preliminary preparation of the catalyst (grinding), the subsequent homogenization of the catalyst with raw materials and a low yield of gasoline fractions. In addition, for the production of the catalyst, it is necessary to link the method to the territorial location of the plants for the enrichment of the above ores, since the delivery of these catalysts over long distances and the inability to regenerate them reduce the profitability of this method.
Известна каталитическая композиция, имеющая повышенный срок службы и пригодная для использования в процессах гидродесульфуризации (обессеривания) углеводородного сырья, содержащая металлоорганические соединения, в количестве, по меньшей мере, 10 ppm активного металла, причем указанная композиция содержит носитель из оксида алюминия, компонент VIb группы и компонент VIII группы периодической системы, причем указанные компоненты выбраны из группы, состоящей из металлов, оксидов и сульфидов элементов групп VIb и VIII (предпочтительно кобальта, никеля и молибдена), причем носитель имеет объем пор в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 1,1 см3/г и имеющий, по меньшей мере, 70% объема пор в порах, имеющих диаметр от 80 до 150 
Недостатком данного катализатора является низкая активность в гидропереработке тяжелых видов нефтяного сырья вследствие малой подвижности и низкой реакционной способности содержащихся в них (в нефтяном сырье) макромолекул. Дополнительные проблемы возникают вследствие отравления катализатора побочными продуктами реакции гидропереработки, включая углеродистые отложения, металлические примеси и их соединения. Углеродистые отложения и примеси накапливаются в порах катализатора, блокируют доступ реагентов к каталитическим центрам, что приводит к быстрой дезактивации катализатора. Кроме того, особое значение приобретают размеры, объем и распределение пор носителя для получения катализатора. В случае малого размера пор внутренняя поверхность катализатора становится недоступной для содержащихся в тяжелых нефтяных фракциях макромолекул. Указанные недостатки существенно ограничивают область применения катализатора.The disadvantage of this catalyst is the low activity in the hydroprocessing of heavy types of crude oil due to the low mobility and low reactivity of the macromolecules contained in them (in the crude feed). Additional problems arise due to poisoning of the catalyst by-products of the hydroprocessing reaction, including carbon deposits, metal impurities and their compounds. Carbon deposits and impurities accumulate in the pores of the catalyst, block the access of reagents to the catalytic centers, which leads to rapid deactivation of the catalyst. In addition, of particular importance are the size, volume and pore distribution of the carrier to obtain a catalyst. In the case of a small pore size, the inner surface of the catalyst becomes inaccessible to macromolecules contained in heavy oil fractions. These disadvantages significantly limit the scope of the catalyst.
Известен способ гидроочистки тяжелого нефтяного сырья, включающий приготовление тяжелого нефтяного сырья, состоящего из значительного количества жидких высококипящих фракций углеводородов, имеющих температуру кипения более 650°F, и коллоидного или молекулярного катализатора, диспергированного по всему нефтяному сырью, при чем коллоидный или молекулярный катализатор получают тщательным перемешиванием предшественника катализатора в тяжелом нефтяном сырье с целью разложения предшественника катализатора и образования in situ активного коллоидного или молекулярного катализатора при нагревании исходного сырья в смеси с предшественником катализатора до температуры разложения композиции предшественника катализатора, который содержит по крайней мере один из следующих соединений: 2-этилгексаноат молибдена, нафтенат молибдена, гексакарбонил молибдена, октоат ванадия, нафтенат ванадия, или пентакарбонил железа. Процесс осуществляют в присутствии водорода, вводимого в систему извне (см. патент US 20110226667 А1, 22.09.2011).A known method of hydrotreating heavy petroleum feedstock, comprising preparing a heavy petroleum feedstock consisting of a significant amount of liquid high boiling hydrocarbon fractions having a boiling point of more than 650 ° F, and a colloidal or molecular catalyst dispersed throughout the crude oil, with the colloidal or molecular catalyst get thorough mixing the catalyst precursor in heavy petroleum feeds to decompose the catalyst precursor and form an active in situ an olloid or molecular catalyst by heating the feedstock in a mixture with a catalyst precursor to a decomposition temperature of the catalyst precursor composition that contains at least one of the following compounds: molybdenum 2-ethylhexanoate, molybdenum naphthenate, molybdenum hexacarbonyl, vanadium octoate, vanadium naphthenate, or iron pentacarbonyl . The process is carried out in the presence of hydrogen introduced into the system from the outside (see patent US 20110226667 A1, 09/22/2011).
Недостатком данного способа является узость области применения катализаторов - только в гидрогенизационных процессах. Другим недостатком является использование в качестве предшественников катализаторов токсичных веществ, таких как - октоаты, карбонилы металлов. Существенным недостатком является высокая температура процесса формирования коллоидного или молекулярного катализатора от 275°С до, примерно, 450°С, а также высокая температура процесса гидроочистки тяжелых углеводородных фракций - выше 275°С.The disadvantage of this method is the narrow scope of the catalysts - only in hydrogenation processes. Another disadvantage is the use of toxic substances as catalyst precursors, such as octoates, metal carbonyls. A significant drawback is the high temperature of the process of formation of a colloidal or molecular catalyst from 275 ° C to about 450 ° C, as well as the high temperature of the process of hydrotreating heavy hydrocarbon fractions above 275 ° C.
Наиболее близким по своей сущности и достигаемому техническому результату является катализатор внутрипластового гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья, получаемый реакцией взаимодействия солей органических кислот и водорастворимых неорганических солей металлов переменной валентности. В качестве солей органических кислот используют соли, получаемые омылением содержащихся в растительных маслах карбоновых кислот, а в качестве водорастворимых неорганических солей металлов используют неорганические соли молибдена, вольфрама, хрома. Изобретение также относится к способам (вариантам) применения катализаторов, которые заключаются в том, что катализатор растворяют в растворителе и вводят в пласт, при этом для интенсификации действия катализатора его могут применять в совокупности с нагревом объекта воздействия катализатора - тяжелого углеводородного сырья (см. патент RU 2613557 С2, 17.03.2017). Недостатком катализатора является проявления им эффективности в снижении вязкости тяжелого углеводородного сырья при высоких температурах и давлении (+250°С и 6,5 МПа, соответственно), а также при достаточно высоких концентрациях катализатора в растворе 1,0% масс. на нефть. Недостатком катализатора является использование для его (катализатора) синтеза растительных масел, которые содержат минимальный набор неразветвленных жирных кислот, что обуславливает пониженную растворимость катализатора в неполярных растворителях и отсутствие у катализатора поверхностно-активных свойств, что снижает его эффективность в интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья.The closest in essence and the technical result achieved is a catalyst for in-situ hydrocracking of heavy hydrocarbons, obtained by the reaction of the interaction of salts of organic acids and water-soluble inorganic salts of metals of variable valency. As salts of organic acids, salts obtained by saponification of carboxylic acids contained in vegetable oils are used, and inorganic salts of molybdenum, tungsten, chromium are used as water-soluble inorganic metal salts. The invention also relates to methods (options) for the use of catalysts, which include dissolving the catalyst in a solvent and injecting it into the formation, and to intensify the action of the catalyst, it can be used in combination with heating the object of exposure of the catalyst - heavy hydrocarbon feedstock (see patent RU 2613557 C2, 03/17/2017). The disadvantage of the catalyst is its manifestation of effectiveness in reducing the viscosity of heavy hydrocarbons at high temperatures and pressures (+ 250 ° C and 6.5 MPa, respectively), as well as at sufficiently high concentrations of the catalyst in the solution of 1.0% of the mass. for oil. The disadvantage of the catalyst is the use of vegetable oils for its (catalyst) synthesis, which contain a minimal set of unbranched fatty acids, which leads to a reduced solubility of the catalyst in non-polar solvents and the absence of surface-active properties of the catalyst, which reduces its effectiveness in intensifying the production of heavy hydrocarbon feedstocks.
Целью заявляемого изобретения является расширение перечня используемых для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья катализаторов, снижение температуры формирования катализатора, снижение температуры процессов облагораживания тяжелого углеводородного сырья, снижение вязкости и повышение текучести нефти, расширение области применения катализаторов, повышение рентабельности процесса добычи и транспортировки нефти.The aim of the invention is to expand the list of catalysts used to intensify the production of heavy hydrocarbon feeds, lowering the catalyst formation temperature, lowering the temperature of heavy hydrocarbon upgrading processes, lowering the viscosity and increasing the fluidity of the oil, expanding the scope of the catalysts, increasing the profitability of the oil production and transportation process.
Цели достигают тем, что получают катализатор деструктивного гидрирования тяжелого углеводородного сырья путем взаимодействия при нагревании соли монокарбоновых кислот флотогудрона - кубового остатка колонны окисления жирных кислот и водорастворимых неорганических солей металлов переменной валентности, преимущественно водорастворимые неорганические соли железа, кобальта, никеля, меди, при соотношении флотогудрона к металлу от 2:1 до 1:1.The goals are achieved in that they obtain a catalyst for the destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon feedstocks by reacting, when heated, the monocarboxylic acid salt of flotogudron, the bottom residue of the oxidation column of fatty acids and water-soluble inorganic salts of metals of variable valency, mainly water-soluble inorganic salts of iron, cobalt, nickel, copper, in the float ratio to metal from 2: 1 to 1: 1.
Способ применения катализатора заключается в том, что катализатор растворяют в неполярном органическом растворителе и вводят в пласт совместно с нагревом тяжелого углеводородного сырья - объекта воздействия катализатора. Способ применения катализатора заключается в том, что растворенный в растворителе катализатор вводят в пласт, исходя из расчета массового расхода катализатора в растворителе в диапазоне от 0,01 до 5,0 % масс. от ожидаемого количества добываемой нефти конкретного месторождения.The method of using the catalyst is that the catalyst is dissolved in a non-polar organic solvent and injected into the formation together with the heating of heavy hydrocarbon feedstocks - the object of the catalyst exposure. The method of using the catalyst is that the catalyst dissolved in the solvent is injected into the formation, based on the calculation of the mass flow rate of the catalyst in the solvent in the range from 0.01 to 5.0% of the mass. from the expected amount of oil produced in a particular field.
Указанная область массовой концентрации (катализатора) может быть расширена. Однако превышение концентрации выше указанного максимума будет экономически нецелесообразным, хотя и будет способствовать увеличению каталитического действия заявляемого изобретения. Использование концентраций менее представленных минимальных значений не приведет к существенному повышению эффективности катализатора.The specified region of mass concentration (catalyst) can be expanded. However, exceeding the concentration above the specified maximum will be economically impractical, although it will increase the catalytic effect of the claimed invention. The use of concentrations less than the minimum values presented will not lead to a significant increase in catalyst efficiency.
Заявляемое изобретение осуществляют, например, следующим путем.The invention is carried out, for example, in the following way.
Пример 1 (далее в Табл. - Катализатор 1)Example 1 (hereinafter in Table. - Catalyst 1)
Для получения соли монокарбоновых кислот флотогудрона берут 40 г флотогудрона. Помещают флотогудрон в стеклянную колбу и нагревают при перемешивании, например - с помощью магнитной мешалки, до требуемой температуры в диапазоне 70-90°С. К нагретому флотогудрону по каплям добавляют 5% водный раствор КОН, омыляют флотогудрон. Процесс омыления флотогудрона завершают при достижении значений рН раствора 7…8 ед.To obtain the salt of monocarboxylic acids of flotogudron take 40 g of flotogudron. Place the flotation tar in a glass flask and heat with stirring, for example, using a magnetic stirrer, to the desired temperature in the range of 70-90 ° C. A 5% aqueous KOH solution is added dropwise to the heated flotation tar, saponified flotation tar. The saponification process of flotogudron is completed when the pH of the solution reaches 7 ... 8 units.
В качестве каталитической основы используют водорастворимую неорганическую соль железа, например - кристаллогидрат сульфата железа(II). Выбирают соотношение флотогудрон : металл, например - 2:1. В соответствии с выбранным соотношением берут 14,2 г кристаллогидрата сульфата железа(II) и растворяют в 50 мл дистиллированной воды. Катализатор готовят, выполняя действия по Примеру 1.As a catalytic base, a water-soluble inorganic salt of iron is used, for example, iron (II) sulfate crystalline hydrate. Choose the ratio of flotogudron: metal, for example - 2: 1. In accordance with the selected ratio, 14.2 g of iron (II) sulfate crystalline hydrate are taken and dissolved in 50 ml of distilled water. The catalyst is prepared by performing the steps of Example 1.
Далее при постоянном перемешивании к раствору соли флотогудрона по каплям добавляют раствор кристаллогидрата сульфата железа(II). После добавления раствора кристаллогидрата сульфата железа(II) реакционную массу перемешивают при поддержании температуры 70-90°С в течение 2-х часов. В результате обменной реакции происходит разделение фаз. Верхний органический слой представляет собой катализатор, нижний - реакционную воду.Then, with constant stirring, a solution of iron (II) sulfate crystalline hydrate is added dropwise to a solution of salt of flotogoudron. After adding a solution of crystalline hydrate of sulfate of iron (II), the reaction mass is stirred while maintaining a temperature of 70-90 ° C for 2 hours. As a result of the exchange reaction, phase separation occurs. The upper organic layer is a catalyst, the lower is reaction water.
Смесь охлаждают и разделяют известным способом, например - с помощью водяного вакуумного насоса. Отбирают органическую фазу и получают заявляемый катализатор для применения по назначению.The mixture is cooled and separated in a known manner, for example using a water vacuum pump. The organic phase is selected and the inventive catalyst is obtained for its intended use.
Полученный катализатор представляет собой вязкую, текучую массу, нерастворимую в воде и растворимую в неполярных средах, например - нефти, нефтепродуктах, органических растворителях.The resulting catalyst is a viscous, fluid mass, insoluble in water and soluble in non-polar environments, for example, oil, petroleum products, organic solvents.
Пример 2 (далее в Табл. - Катализатор 2)Example 2 (hereinafter in the Table. - Catalyst 2)
В качестве каталитической основы используют водорастворимую неорганическую соль кобальта, например - кристаллогидрат сульфата кобальта(II). Выбирают соотношение флотогудрон : металл, например - 2:1. В соответствии с выбранным соотношением берут 12 г кристаллогидрата сульфата кобальта(II) и растворяют в 50 мл дистиллированной воды. Катализатор готовят, выполняя действия по Примеру 1.As a catalytic base, a water-soluble inorganic cobalt salt is used, for example, cobalt (II) sulfate crystalline hydrate. Choose the ratio of flotogudron: metal, for example - 2: 1. In accordance with the selected ratio, 12 g of cobalt (II) sulfate crystalline hydrate are taken and dissolved in 50 ml of distilled water. The catalyst is prepared by performing the steps of Example 1.
Полученный катализатор представляет собой вязкую, текучую массу, нерастворимую в воде и растворимую в неполярных средах, например - нефти, нефтепродуктах, органических растворителях.The resulting catalyst is a viscous, fluid mass, insoluble in water and soluble in non-polar environments, for example, oil, petroleum products, organic solvents.
Пример 3 (далее в Табл. - Катализатор 3)Example 3 (hereinafter in Table. - Catalyst 3)
В качестве каталитической основы используют водорастворимую неорганическую соль никеля, например - кристаллогидрат сульфата никеля(II). Выбирают соотношение флотогудрон : металл, например - 2:1. В соответствии с выбранным соотношением берут 14,2 г кристаллогидрата сульфата никеля(II) и растворяют в 50 мл дистиллированной воды. Катализатор готовят, выполняя действия по Примеру 1.A water-soluble inorganic nickel salt, for example, nickel (II) sulfate crystalline hydrate, is used as a catalytic base. Choose the ratio of flotogudron: metal, for example - 2: 1. In accordance with the selected ratio, 14.2 g of nickel (II) sulfate crystalline hydrate are taken and dissolved in 50 ml of distilled water. The catalyst is prepared by performing the steps of Example 1.
Полученный катализатор представляет собой вязкую, текучую массу, нерастворимую в воде и растворимую в неполярных средах, например - нефти, нефтепродуктах, органических растворителях.The resulting catalyst is a viscous, fluid mass, insoluble in water and soluble in non-polar environments, for example, oil, petroleum products, organic solvents.
Пример 4 (далее в Табл. - Катализатор 4)Example 4 (hereinafter in the Table. - Catalyst 4)
В качестве каталитической основы используют водорастворимую неорганическую соль меди, например - кристаллогидрат сульфата меди(II). Выбирают соотношение флотогудрон : металл, например - 2:1. В соответствии с выбранным соотношением берут 12,7 г кристаллогидрата сульфата никеля(II) и растворяют в 50 мл дистиллированной воды. Катализатор готовят, выполняя действия по Примеру 1.As a catalytic base, a water-soluble inorganic salt of copper is used, for example, copper (II) sulfate crystalline hydrate. Choose the ratio of flotogudron: metal, for example - 2: 1. In accordance with the selected ratio, 12.7 g of nickel (II) sulfate crystalline hydrate are taken and dissolved in 50 ml of distilled water. The catalyst is prepared by performing the steps of Example 1.
Полученный катализатор представляет собой вязкую, текучую массу, нерастворимую в воде и растворимую в неполярных средах, например - нефти, нефтепродуктах, органических растворителях.The resulting catalyst is a viscous, fluid mass, insoluble in water and soluble in non-polar environments, for example, oil, petroleum products, organic solvents.
Приведенные Примеры 1-4 получения катализаторов объединены общим признаком - использованием соли флотогудрона в качестве органического агента и использованием в качестве каталитической основы водорастворимых неорганических солей активных металлов переменной валентности.The above Examples 1-4 for the preparation of catalysts are combined by a common feature - the use of salt of flotogudron as an organic agent and the use of water-soluble inorganic salts of active metals of variable valence as a catalytic base.
Полученные по заявляемому способу катализаторы (см. Пример 1 - Пример 4) применяют, например, следующим путем.Obtained by the claimed method, the catalysts (see Example 1 - Example 4) are used, for example, in the following way.
Берут готовый катализатор. Берут емкость с определенным количеством растворителя, например - петролейным эфиром. В емкость с растворителем вводят катализатор, перемешивают и добиваются полного растворения катализатора в растворителе при температуре окружающей среды. Полноту растворения катализатора контролируют визуально, добиваясь однородности цвета раствора. Получают готовый к применению раствор катализатора, пригодный к использованию для тех или иных нефтяных месторождений с учетом физико-химической природы как флюидов, так и породы пласта.Take the finished catalyst. Take a container with a certain amount of solvent, for example, petroleum ether. The catalyst is introduced into the container with the solvent, mixed and the catalyst is completely dissolved in the solvent at ambient temperature. The completeness of the dissolution of the catalyst is controlled visually, achieving uniform color of the solution. A catalyst solution ready for use is prepared that is suitable for use for various oil fields, taking into account the physicochemical nature of both the fluids and the formation rock.
В качестве растворителя используют и другие свойственные флюидам месторождений неполярные жидкости, например - товарную нефть, нефтепродукты. Концентрацию катализатора в растворителе выбирают опытным путем, с учетом переменных характеристик (коллекторских свойств) нефтеносного пласта породы конкретного месторождения добываемого углеводородного энергоносителя, например - материала породы, его проницаемости, пористости и трещиноватости, вязкости содержащейся в пласте нефти, температуры пласта. Оптимальное соотношение количества катализатора к количеству растворителя составляет от 1:1 до 1:1000 в зависимости от свойств нефти конкретного месторождения. Массовый расход катализатора в растворителе составляет от 0,01 до 5,0% масс. на нефть.Other non-polar liquids typical of field fluids are also used as a solvent, for example, marketable oil, oil products. The concentration of the catalyst in the solvent is chosen empirically, taking into account the variable characteristics (reservoir properties) of the oil-bearing formation rock of a particular field of the produced hydrocarbon energy carrier, for example, the rock material, its permeability, porosity and fracture, viscosity contained in the oil formation, and temperature of the formation. The optimal ratio of the amount of catalyst to the amount of solvent is from 1: 1 to 1: 1000, depending on the properties of the oil of a particular field. The mass flow rate of the catalyst in the solvent is from 0.01 to 5.0% of the mass. for oil.
Для полученных по Примерам 1-4 катализаторов проводят каталитические испытания. В качестве сырья для испытаний использовали образец высоковязкой нефти с плотностью 0,961 г/см3 и вязкостью 2951 мПа⋅с. Каталитическую активность катализаторов оценивали по изменению физико-химических свойств нефти, а именно - изменению доли тяжелых и легких фракций и изменению вязкости нефти. Продолжительность обработки образцов нефти катализаторами - 6 ч.Catalytic tests are carried out for the catalysts prepared according to Examples 1-4. A sample of high-viscosity oil with a density of 0.961 g / cm 3 and a viscosity of 2951 mPa⋅s was used as raw material for testing. The catalytic activity of the catalysts was evaluated by the change in the physicochemical properties of the oil, namely, the change in the proportion of heavy and light fractions and the change in the viscosity of the oil. The duration of the processing of oil samples with catalysts is 6 hours
Полученные результаты приведены в Таблице. Все каталитические испытания проведены при одинаковых технологических параметрах - концентрации катализатора в растворе 0,2% масс. на нефть при массовом соотношении 1:7 (раствор катализатора : нефть), температуре +200°С и давлении 2,2 МПа, с использованием реактора высокого давления Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США).The results are shown in the Table. All catalytic tests were carried out with the same technological parameters - the concentration of the catalyst in the solution of 0.2% of the mass. oil at a mass ratio of 1: 7 (catalyst solution: oil), temperature + 200 ° C and a pressure of 2.2 MPa, using a Parr Instrument high-pressure reactor (Moline, Illinois, USA).
Из приведенных в Таблице данных видно, что воздействие полученных по заявляемому способу катализаторов на нефть приводит к изменению физико-химических свойств нефти, а именно - снижению доли тяжелых фракций и увеличению доли легких фракций, снижению вязкости и повышению текучести этой нефти. Применение полученных по заявляемому способу катализаторов способствует достижению цели заявляемого изобретения - снижению вязкости и соответственно - повышению текучести нефти в пласте. Происходящие под влиянием заявляемого катализатора изменения свойств нефти способствуют интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, облегчают транспортировку сырья по трубопроводам, способствуют расширению области применения катализаторов, повышению рентабельности процесса добычи и транспортировки нефти.From the data given in the Table it is seen that the effect of the catalysts obtained by the present method on oil leads to a change in the physicochemical properties of the oil, namely, a decrease in the fraction of heavy fractions and an increase in the proportion of light fractions, a decrease in viscosity and an increase in fluidity of this oil. The use of the catalysts obtained according to the claimed method contributes to the achievement of the objective of the claimed invention - to reduce the viscosity and, accordingly, to increase the fluidity of the oil in the reservoir. The changes in the properties of oil that occur under the influence of the inventive catalyst contribute to the intensification of the production of heavy hydrocarbons, facilitate the transportation of raw materials through pipelines, and expand the scope of the catalysts and increase the profitability of the oil production and transportation process.
Полученные по заявляемому способу катализаторы обладают существенным каталитическим эффектом снижения доли тяжелых фракций и вязкости, способствующим увеличению степени извлечения пластовой нефти. Преимуществом получаемых по заявляемому способу катализаторов по сравнению с прототипом является проявление ими эффективности уже при +200°С при введении их с концентрацией в 5 раз меньше, чем у прототипа. Кроме того, применение заявляемых катализаторов существенно снижает вязкость и повышает текучесть углеводородных флюидов еще в продуктивном пласте, что существенно упрощает добычу флюидов и последующую транспортировку. В итоге применение полученных по заявляемому способу катализаторов повышает рентабельность процесса добычи и переработки углеводородных флюидов, например - нефти и природных битумов, существенно расширяет область применения заявляемого семейства катализаторов.Obtained by the claimed method, the catalysts have a significant catalytic effect of reducing the proportion of heavy fractions and viscosity, contributing to an increase in the degree of recovery of reservoir oil. The advantage of the catalysts obtained by the present method in comparison with the prototype is that they are already effective at + 200 ° C when introduced at a concentration of 5 times less than that of the prototype. In addition, the use of the inventive catalysts significantly reduces the viscosity and increases the fluidity of hydrocarbon fluids even in the reservoir, which greatly simplifies the production of fluids and subsequent transportation. As a result, the use of the catalysts obtained by the present method increases the profitability of the process of production and processing of hydrocarbon fluids, for example, oil and natural bitumen, significantly expands the scope of the claimed family of catalysts.
Заявляемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The claimed invention satisfies the criteria of novelty, since in determining the prior art no means have been found which have inherent features that are identical (i.e., coinciding in the function performed by them and the form of these features) to all the features listed in the claims, including the purpose of the application.
Заявляемые катализаторы и способ их применения имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The inventive catalysts and the method of their application has an inventive step, since no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the influence of the distinctive features on the specified technical result is not known.
Заявленное техническое решение с использованием известных технических средств и технологий можно реализовать в промышленном масштабе нефтепромысловой отрасли при добыче высоковязких и тяжелых нефтей, когда процесс облагораживания происходит во внутрипластовом пространстве посредством использования нефтерастворимого катализатора, синтезируемого из недорогих общедоступных сырьевых материалов с использованием стандартных технических устройств и оборудования. Кроме того, применение заявляемого технического решения существенно снижает расходы при транспортировке добытой с применением катализатора нефти по трубопроводам. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution using well-known technical means and technologies can be implemented on an industrial scale in the oil industry in the production of highly viscous and heavy oils, when the refinement process takes place in the in-situ space by using an oil-soluble catalyst synthesized from inexpensive, generally available raw materials using standard technical devices and equipment. In addition, the application of the proposed technical solution significantly reduces the cost of transporting oil produced using a catalyst through pipelines. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139332A RU2659223C1 (en) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139332A RU2659223C1 (en) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2659223C1 true RU2659223C1 (en) | 2018-06-29 |
Family
ID=62815311
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139332A RU2659223C1 (en) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2659223C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794400C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-04-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Composition for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbon reserves and a method for its production |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4066574A (en) * | 1973-08-09 | 1978-01-03 | Chevron Research Company | Hydrocarbon hydrotreating catalyst composition |
| RU2182923C1 (en) * | 2000-12-25 | 2002-05-27 | ЗАО Каспийская нефтеперерабатывающая компания | Process for production of liquid products from petroleum residues |
| RU2186090C2 (en) * | 2000-05-18 | 2002-07-27 | Королева Наталья Владиславовна | Method for production of liquid hydrocarbons by hydrogenation and demetallization of heavy oil feedstock |
| US20110226667A1 (en) * | 2004-04-28 | 2011-09-22 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Methods for hydrocracking a heavy oil feedstock using an in situ colloidal or molecular catalyst and recycling the colloidal or molecular catalyst |
| RU2613557C2 (en) * | 2015-05-12 | 2017-03-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждения высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Catalyst for intrastratal hydrocracking of heavy hydrocarbon raw material and its application method |
-
2017
- 2017-11-13 RU RU2017139332A patent/RU2659223C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4066574A (en) * | 1973-08-09 | 1978-01-03 | Chevron Research Company | Hydrocarbon hydrotreating catalyst composition |
| RU2186090C2 (en) * | 2000-05-18 | 2002-07-27 | Королева Наталья Владиславовна | Method for production of liquid hydrocarbons by hydrogenation and demetallization of heavy oil feedstock |
| RU2182923C1 (en) * | 2000-12-25 | 2002-05-27 | ЗАО Каспийская нефтеперерабатывающая компания | Process for production of liquid products from petroleum residues |
| US20110226667A1 (en) * | 2004-04-28 | 2011-09-22 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Methods for hydrocracking a heavy oil feedstock using an in situ colloidal or molecular catalyst and recycling the colloidal or molecular catalyst |
| RU2613557C2 (en) * | 2015-05-12 | 2017-03-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждения высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Catalyst for intrastratal hydrocracking of heavy hydrocarbon raw material and its application method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794400C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-04-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Composition for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbon reserves and a method for its production |
| RU2802007C1 (en) * | 2022-12-14 | 2023-08-22 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Nickel-based catalyst composition for enhancement of in-situ hydrothermal conversion of high-viscosity oil under pre- and subcritical conditions and method for its use |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Galarraga et al. | Hydrocracking of Athabasca bitumen using submicronic multimetallic catalysts at near in-reservoir conditions | |
| CA2639777C (en) | Dispersed metal sulfide-based catalysts | |
| US7678732B2 (en) | Highly active slurry catalyst composition | |
| US9403153B2 (en) | Highly stable hydrocarbon-soluble molybdenum catalyst precursors and methods for making same | |
| US20160046878A1 (en) | Ultrasonic cavitation reactor for processing hydrocarbons and methods of use thereof | |
| EA016893B1 (en) | Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof | |
| JP2008512555A (en) | Method for improving the quality of heavy oil using a highly active slurry catalyst composition | |
| CN108603128A (en) | Use the fluidized bed reactor of the upgrading of chance raw material | |
| JP6983480B2 (en) | Two-way catalytic system for boiling bed improvement to produce improved quality decompression residual oil products | |
| CN108699451A (en) | The fluidized bed reactor of the upgrading of productivity with increased converted product | |
| Al-Attas et al. | Novel (Co-, Ni)-p-tert-butylcalix [4] arenes as dispersed catalysts for heavy oil upgrading: synthesis, characterization, and performance evaluation | |
| CN110536751B (en) | Accelerated process for preparing hydrocarbon soluble molybdenum catalyst precursors under pressure | |
| RU2707294C2 (en) | Method of heavy oil and oil residue hydrocracking | |
| KR20130041181A (en) | Process for the hydroconversion of a low quality hydrocarbonaceous feedstock | |
| RU2659223C1 (en) | Catalyst of destructive hydrogenation of heavy hydrocarbon raw material and a method for the use thereof | |
| Razavian et al. | Intensified transformation of low-value residual fuel oil to light fuels with TPABr: EG as deep eutectic solvent with dual functionality at moderate temperatures | |
| JPH06205968A (en) | High dispersion type hydrogenation catalyst | |
| RU2400525C1 (en) | Hydrogenation refining method of heavy oil residues | |
| WO2015121371A1 (en) | Process for hydrocracking heavy oil and oil residue with a non-metallised carbonaceous additive | |
| RU2613557C2 (en) | Catalyst for intrastratal hydrocracking of heavy hydrocarbon raw material and its application method | |
| RU2652122C1 (en) | Method of obtaining the suspension of the heavy oil raw material hydroconversion catalyst | |
| RU2605935C2 (en) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof | |
| Kadiev et al. | Formation of polycondensation products in heavy oil feedstock hydroconversion in the presence of ultrafine catalyst: Physicochemical study | |
| RU2608192C2 (en) | Catalyst and method for use thereof | |
| US20170152446A1 (en) | Nanocatalyst composition, method for making nanocatalyst composition and hydroconversion process using same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191114 |