RU2666355C2 - Способ регенерации использованного катализатора гидроочистки - Google Patents
Способ регенерации использованного катализатора гидроочистки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666355C2 RU2666355C2 RU2015145193A RU2015145193A RU2666355C2 RU 2666355 C2 RU2666355 C2 RU 2666355C2 RU 2015145193 A RU2015145193 A RU 2015145193A RU 2015145193 A RU2015145193 A RU 2015145193A RU 2666355 C2 RU2666355 C2 RU 2666355C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- hydrotreating catalyst
- hydrotreating
- carrier
- gluconic acid
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 136
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims abstract description 26
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N Gluconic acid Natural products OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 23
- 239000010953 base metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 45
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 44
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 17
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 17
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 8
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 3
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 oxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KSECJOPEZIAKMU-UHFFFAOYSA-N [S--].[S--].[S--].[S--].[S--].[V+5].[V+5] Chemical class [S--].[S--].[S--].[S--].[S--].[V+5].[V+5] KSECJOPEZIAKMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- UFMZWBIQTDUYBN-UHFFFAOYSA-N cobalt dinitrate Chemical class [Co+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O UFMZWBIQTDUYBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001981 cobalt nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001960 metal nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
- B01J38/60—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended using acids
- B01J38/62—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended using acids organic
-
- 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
- B01J23/84—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 arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/88—Molybdenum
- B01J23/882—Molybdenum and cobalt
-
- 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
- B01J23/90—Regeneration or reactivation
- B01J23/94—Regeneration or reactivation of catalysts comprising metals, oxides or hydroxides of the iron group metals or copper
-
- 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
- B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
- B01J27/051—Molybdenum
- B01J27/0515—Molybdenum 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/20—Sulfiding
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
-
- 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
- C10G2300/70—Catalyst aspects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу регенерации использованного катализатора гидроочистки, содержащего, по меньшей мере, 8% вес. кокса и один или несколько неблагородных металлов VIII группы и/или VIb группы, включающему стадии: (i) удаление кокса с использованного катализатора гидроочистки; (ii) обработка катализатора, полученного на стадии (i), водным раствором глюконовой кислоты, содержащим от 2 до 60% вес. глюконовой кислоты относительно веса сухого катализатора; и (iii) необязательно, высушивание при температуре, самое большее, 200˚С. Технический результат – повышенная эффективность регенерированного катализатора (восстановление и даже увеличение активности в отношении гидроочистки (гидрообессеривания)). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу регенерации использованного катализатора гидроочистки.
Уровень техники
В процессах нефтепереработки сырье, такое как сырая нефть, дистиллятные продукты и остаточные фракции сырой нефти, как правило, содержат загрязняющие примеси, которые обладают потенциалом дезактивации катализатора, предназначенного для химического преобразования сырья. Обычно имеются в избытке такие загрязняющие примеси, как серосодержащие соединения, например, сероводород и серосодержащие углеводороды, и азотсодержащие соединения.
Процессы гидроочистки направлены на удаление таких загрязняющих примесей из исходного сырья нефтепереработки и, как правило, включают приведение углеводородного сырья в контакт с катализатором гидроочистки в присутствии водорода и в условиях гидроочистки. Помимо удаления загрязняющих примесей, могут иметь место и другие преобразования, такие как гидрокрекинг и гидрогенизация ароматических соединений.
Катализаторы гидроочистки содержат гидрогенизирующие металлические компоненты, нанесенные на оксидный носитель. Гидрогенизирующие металлические компоненты обычно представляют собой металлы VI группы, такие как молибден и/или вольфрам, и металлы VIII группы, такие как никель и/или кобальт.
Во время осуществления очистки различные загрязняющие примеси, такие как соединения металлов (например, сульфиды никеля и ванадия) и кокс, осаждаются на катализаторах гидроочистки, вызывая со временем дезактивацию катализатора. Чтобы продукт гидроочистки по-прежнему отвечал техническим требованиям, касающимся, например, содержания азота и серы, катализатор гидроочистки необходимо заменять на новый, или свежий, катализатор гидроочистки. Поскольку новый, или свежий, катализатор гидроочистки является дорогостоящим, дезактивированный катализатор все чаще заменяют регенерированным катализатором гидроочистки. На стадии регенерации удаляют отложения кокса, а сульфиды металлов преобразуют в оксиды посредством реакции управляемого окисления. Полученный таким образом катализатор восстанавливает некоторую долю своей исходной активности.
Ввиду увеличившегося спроса на катализаторы гидроочистки, необходимые для производства топлив со сниженным содержанием серы и азота, таких как сверхнизкосернистые дизельные топлива, и с целью удовлетворения все более жестким требованиям природоохранного законодательства, в настоящее время на предприятиях нефтепереработки большое внимание уделяют регенерации катализатора гидроочистки, чтобы сдерживать рост расходов на катализатор.
Следовательно, целью настоящего изобретения является обеспечение способа регенерации использованного катализатора гидроочистки, очень перспективного с точки зрения восстановления его активности.
Сущность изобретения
Было обнаружено, что желательное повышение активности использованного катализатора может быть достигнуто, если использованный катализатор гидроочистки подвергнуть обработке на стадии регенерации, после чего привести в контакт с глюконовой кислотой.
Таким образом, настоящее изобретение относится к способу регенерации использованного катализатора гидроочистки, содержащего, по меньшей мере, 8% вес. кокса и один или несколько неблагородных металлов VIII группы и/или VIb группы, каковой способ включает следующие стадии:
(i) удаление кокса с использованного катализатора гидроочистки; и
(ii) обработка катализатора, полученного на стадии (i), от 2 до 60% вес. глюконовой кислотой относительно веса сухого катализатора.
В соответствии с настоящим способом, активность в отношении гидроочистки использованного катализатора может быть восстановлена в очень большой степени. В некоторых случаях активность в отношении гидроочистки может быть восстановлена полностью или даже может быть увеличена по сравнению с активностью в отношении гидроочистки свежего неиспользованного катализатора. Таким образом, настоящим изобретением обеспечивается значительное усовершенствование известных способов регенерации катализаторов гидроочистки.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способу регенерации использованного катализатора гидроочистки, который содержит, по меньшей мере, 8% вес. кокса и один или несколько неблагородных металлов VIII группы и/или VIb группы.
Катализатор гидроочистки, подлежащий регенерации в соответствии с настоящим изобретением, может представлять собой любой известный катализатор гидроочистки.
Катализатор гидроочистки, используемый на стадии (i), надлежащим образом может быть катализатором гидрообессеривания. Катализатор гидрообессеривания может представлять собой любой катализатор гидрообессеривания, известный в данной области. Обычно, такие катализаторы содержат в качестве гидрогенизирующих компонентов металл VIII группы Периодической системы элементов и соединение металла VIb группы Периодической системы элементов, нанесенные на пористый носитель катализатора. Надлежащими примерами пористых носителей катализатора являются оксид кремния, оксид алюминия, оксид титана, оксид циркония, оксид кремния-алюминия, оксид кремния-титана, оксид кремния-циркония, оксид титана-алюминия, оксид циркония-алюминия, оксид кремния-титана и сочетания из двух или более перечисленных материалов. Предпочтительный пористый носитель катализатора выбирают из группы, состоящей из оксида алюминия, оксида кремния и оксида кремния-алюминия. Из них наиболее предпочтительным пористым жаропрочным оксидом является оксид алюминия, более конкретно, гамма-оксид алюминия.
Пористый носитель катализатора может характеризоваться средним диаметром пор в диапазоне от 50 до 200 Å, измеренным в соответствии с методом испытания ASTM D-4222. Общий объем пор пористого жаропрочного оксида предпочтительно лежит в диапазоне от 0,2 до 2 см3/г.
Удельная площадь поверхности пористого жаропрочного оксида, измеренная методом Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ), вообще, превышает 100 м2/г, обычно, лежит в диапазоне от 100 до 400 м2/г. Удельную площадь поверхности следует измерять методом БЭТ в соответствии с методом испытания ASTM D-3663-03.
Металлическими элементами металлических компонентов являются элементы, выбранные из VIb группы, предпочтительно хром, молибден и вольфрам, и VIII группы, предпочтительно кобальт и никель, Периодической системы элементов, приведенной в Handbook of Chemistry and Physics 63rd Edition. Фосфор также может являться желательным компонентом.
Металлический компонент может быть металлом как таковым или любым компонентом, содержащим металл, включая, помимо прочего, оксиды металла, гидроксиды металла, карбонаты металла и соли металла.
Что касается металлов VIII группы, металлические компоненты предпочтительно выбирают из группы, состоящей из ацетатов, формиатов, цитратов, оксидов, гидроксидов, карбонатов, нитратов, сульфатов металла VIII группы и двух или более из указанных соединений. Предпочтительно компоненты, содержащие металл VIII группы, это нитраты металла, более конкретно, нитраты никеля и/или кобальта. Что касается компонентов, содержащих металл VIb группы, предпочтительные компоненты выбирают из группы, состоящей из оксидов и сульфидов металла VIb группы.
Содержащий металл VIII группы компонент, более конкретно, кобальт и/или никель, предпочтительно кобальт, может присутствовать в катализаторе гидроочистки в количестве, лежащем в диапазоне от 0,5% вес. до 20% вес., предпочтительно от 1% вес. до 15% вес., наиболее предпочтительно от 2% вес. до 12% вес. относительно общего сухого веса катализатора гидроочистки.
Содержащий металл VIb группы компонент, более конкретно, молибден и/или вольфрам, предпочтительно молибден, может присутствовать в катализаторе гидроочистки в количестве, лежащем в диапазоне от 5% вес. до 50% вес., предпочтительно от 8% вес. до 40% вес., наиболее предпочтительно от 10% вес. до 30% вес. относительно общего сухого веса катализатора гидроочистки.
Свежий неиспользованный катализатор гидроочистки, который после использования в процессе гидроочистки подвергают обработке способом настоящего изобретения, надлежащим образом изготавливают способом, включающим следующие стадии:
(а) обработка носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII;
(b) обжиг обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С, предпочтительно от 200 до 700°С, с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирование пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
Этот свежий катализатор гидроочистки затем используют в процессе гидроочистки. Активность свежего катализатора гидроочистки снижается в ходе процесса гидроочистки из-за осаждения кокса и, возможно, других загрязняющих примесей на поверхности катализатора гидроочистки. Использованный катализатор, подлежащий регенерации в соответствии с настоящим изобретением, содержит, по меньшей мере, 8% вес. кокса относительно общего веса использованного катализатора. Использованный катализатор гидроочистки также может содержать до 30% вес. кокса и обычно содержит от 8 до 20% вес. кокса относительно общего веса использованного катализатора. Следовательно, удаление кокса с использованного катализатора гидроочистки является важной стадией способа регенерации использованного катализатора гидроочистки.
На стадии (i) настоящего способа с использованного катализатора гидроочистки удаляют кокс.
Стадия (i) надлежащим образом может быть проведена в реакторе, отличном от реактора, в котором осуществлялся процесс гидроочистки. Иными словами, использованный катализатор гидроочистки надлежащим образом изымают из реактора, в котором осуществлялся процесс гидроочистки, и транспортируют в установку регенерации, в которой проводят стадию (i).
Стадию (i) обычно осуществляют путем выжигания кокса при повышенной температуре в окислительных условиях. Целесообразно использовать на стадии (i) кислород или кислородсодержащий газ. Таким образом, кокс может быть удален в результате сгорания углеродсодержащих компонентов, которые присутствуют на катализаторе гидроочистки.
Перед тем, как использованный катализатор гидроочистки будет подвергнут обработке на стадии (i), он может быть подвергнут обработке, в ходе которой более мелкие, пылевидные частицы катализатора отделяют от повторно используемых частиц катализатора. Это может быть выполнено, например, путем просеивания. Кроме того, использованный катализатор гидроочистки также может быть подвергнут обработке на стадии, направленной на удаление масла, до обработки на стадии (i). На стадии обезмасливания с использованного катализатора гидроочистки может быть удалено масло, все еще присутствующее на использованном катализаторе гидроочистки. Способы обезмасливания, как таковые, хорошо известны.
Стадия (i) может быть надлежащим образом осуществлена путем нагревания использованного катализатора гидроочистки в присутствии кислородсодержащего газа при температуре, лежащей в диапазоне от 200 до 750°С. Предпочтительно на стадии (i) кокс удаляют путем приведения использованного катализатора гидроочистки в контакт с кислородсодержащим газом при температуре, лежащей в диапазоне от 250 до 700°С, более предпочтительно от 320 до 550°С, наиболее предпочтительно от 330 до 470°С. Стадию (i) предпочтительно осуществляют с использованием кислородсодержащего газа, такого как воздух или разбавленный азотом воздух, так, чтобы окислить углеродсодержащие отложения до оксидов углерода (СО2 и/или СО) и в значительной степени преобразовать сульфиды металлов в оксиды металлов. Предпочтительно кислородсодержащим газом является воздух. Предпочтительно применяют поток кислородсодержащего газа. Вообще, стадию (i) завершают, когда количество оксидов углерода (СО2 и/или СО) в отходящем газа достаточно низкое, указывающее на то, что существенная часть углеродсодержащих отложений уже выгорела.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления настоящего способа перед стадией (i) использованный катализатор гидроочистки подвергают тепловой обработке в инертной атмосфере, например, в атмосфере азота, после чего полученный катализатор гидроочистки подвергают обработке на стадии (i). Предпочтительно подобную тепловую обработку в инертной атмосфере проводят при температуре, лежащей в диапазоне от 250 до 700°С, более предпочтительно от 320 до 550°С, наиболее предпочтительно от 330 до 470°С.
Стадия (i) надлежащим образом может продолжаться в течение, по меньшей мере, 0,5 часа, предпочтительно, по меньшей мере, 2,5 часа, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 3 часа.
Катализатор гидроочистки, полученный на стадии (i), надлежащим образом содержит менее 5% вес. кокса, предпочтительно менее 3% вес. кокса, более предпочтительно менее 2% вес. кокса относительно общего веса катализатора гидроочистки.
На стадии (ii) катализатор, полученный на стадии (i), обрабатывают от 2 до 60% вес. глюконовой кислоты.
Предпочтительно катализатор обрабатывают раствором глюконовой кислоты, более конкретно, раствором, содержащим от 2 до 60% вес. глюконовой кислоты. Объем раствора, предпочтительно равен объему пор катализатора.
Используемый раствор предпочтительно содержит такое количество глюконовой кислоты, которое составляет от 3 до 50% вес., более предпочтительно от 4 до 40% вес., наиболее предпочтительно от 6 до 30% вес. веса катализатора.
Предпочтительно молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металла VIb группы и VIII группы в катализаторе гидроочистки составляет от 0,01 до 2,5. Стадию (ii) надлежащим образом проводят в течении периода времени, лежащего в диапазоне от 0,1 до 24 часов, предпочтительно в диапазоне от 0,25 до 12 часов, более предпочтительно в диапазоне от 0,5 до 6 часов.
Стадию (ii) надлежащим образом проводят при температуре, лежащей в диапазоне от 10 до 90°С, предпочтительно в диапазоне от 15 до 80°С, более предпочтительно в диапазоне от 20 до 70°С.
После стадии (ii) катализатор, обработанный глюконовой кислотой, надлежащим образом может быть подвергнут сушке, которую проводят при температуре, самое большее, 200°С, и получают высушенный катализатор гидроочистки. Обычно, температуру сушки поддерживают в диапазоне температур от 60 до 150°С.
Главным преимуществом настоящего способа является то, что лишь обработка на стадии (ii) позволяет восстановить активность использованного катализатора в очень значительной степени при том, что сам процесс очень прост и рентабелен. Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением, активность катализатора гидроочистки восстанавливается на, по меньшей мере, 85%, предпочтительно, по меньшей мере, 90%, более предпочтительно, по меньшей мере, 95%, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 98%. В некоторых случаях активность в отношении гидроочистки может быть восстановлена полностью или даже увеличена по сравнению с активностью в отношении гидроочистки свежего неиспользованного катализатора. Использование глюконовой кислоты позволяет наиболее привлекательным способом восстановить активность катализатора гидроочистки в отношении гидрообессеривания, что, как считается, является следствием того, что раствор глюконовой кислоты вызывает перераспределение гидрогенизирующих металлических компонентов на поверхности использованного катализатора гидроочистки.
Настоящим изобретением также обеспечивается способ гидроочистки серосодержащего углеводородного сырья, каковой способ включает приведение углеводородного сырья при парциальном давлении водорода от 1 до 70 бар и температуре от 200 до 420°С в контакт с регенерированным катализатором, полученным в соответствии с настоящим изобретением.
Катализатор гидроочистки, полученный после стадии (ii) и, необязательно, стадии сушки, перед повторным использованным в процессе гидроочистки может быть сульфидирован. Перед такой стадией сульфидирования катализатор гидроочистки может быть надлежащим образом подвергнут обжигу с целью преобразования гидрогенизирующих металлических компонентов в соответствующие оксиды. Затем обожженный катализатор гидроочистки может быть подвергнут сульфидированию. Сульфидирование регенерированного катализатора может быть выполнено с использованием любого обычного способа, известного специалистам в данной области. Так, регенерированный катализатор может быть приведен в контакт с серосодержащим соединением, которое может быть разложено до сероводорода, в условиях контакта настоящего изобретения. К примерам такого разлагаемого соединения относятся меркаптаны, CS2, тиофены, диметилсульфид (DMS) и диметилдисульфид (DMDS). Также является предпочтительным, чтобы сульфидирование было проведено путем приведения этой композиции в надлежащих для сульфидирования условиях в контакт с углеводородным сырьем, которое включает серосодержащее соединение. Серосодержащее соединение углеводородного сырья может быть органическим соединением серы, в частности, таким, какие обычно содержатся в дистиллятных продуктах, подвергаемых обработке способами гидрообессеривания. Обычно, температура сульфидирования лежит в диапазоне от 150 до 450°С, предпочтительно от 175 до 425°С, наиболее предпочтительно от 200 до 400°С.
Давление сульфидирования может лежать в диапазоне от 1 бар до 70 бар, предпочтительно от 1,5 бар до 55 бар, наиболее предпочтительно от 2 бар до 45 бар.
Предпочтительно сульфидирование представляет собой жидкофазное сульфидирование.
Нижеследующие примеры приведены для дополнительного пояснения изобретения, однако, их не следует рассматривать, как ограничивающие объем изобретения.
Примеры
Пример 1 - Обычная регенерация
Промышленные носители из оксида алюминия трехдольчатой формы размером 1,3 мм подвергли заполнению объема пор содержащим металл раствором с целью получения следующей композиции металлических компонентов (вес металла по отношению к общему сухому весу катализатора): 14% Мо, 3,5% Со, 2,25% Р. Пропитанный носитель сушили при 110ºС в течении 2 часов, затем обжигали 2 часа при температуре более 300°С (катализатор А). Этот катализатор использовали в течении 1000 часов в процессе гидроочистки, часть этого использованного катализатора затем подвергли выжиганию кокса при 357°С (катализатор В), тогда как из другой части кокс выжигали при температуре 450ºС (катализатор С), чтобы достичь содержания кокса от 1 до 2% вес.
Пример 2 - Регенерация в соответствии с изобретением
Часть катализатора В, полученного в примере 1, подвергли обработке водным раствором глюконовой кислоты, содержащим 15% вес. глюконовой кислоты относительно количества сухого катализатора (катализатор D).
Пример 3 - Активность катализаторов
Регенерированные катализаторы были доведены до кондиционного состояния и сульфидированы путем приведения в контакт с жидким углеводородом, содержащим выделяющее серу вещество, обеспечивающее содержание серы 2,5% вес. Рабочие условия, использованные в этих испытаниях, включали соотношение газа и нефти 300 Нл/кг, давление 40 бар и часовую объемную скорость жидкости 1 ч-1. Средневесовую температуру слоя (weight average bed temperature - WABT) регулировали так, чтобы она лежала в диапазоне от 340 до 380°С.
Сырье, используемое в испытаниях, представляло собой газойль с полным набором фракций, содержащий 1,28% вес. серы.
Рабочие условия и свойства сырья являются типичными для операций со сверхнизкосернистыми дизельными топливами (Ultra Low Sulphur Diesel - ULSD).
Температура, необходимая для получения продукта, содержащего 10 частей на миллион серы, приведена в таблице 1. Более низкая величина температуры, необходимой для достижения такого содержания серы, указывает на то, что катализатор, регенерированный в соответствии с настоящим изобретением, обладает повышенной эффективностью по сравнению с катализаторами, регенерированными обычным путем.
| Таблица 1 Активность в отношении гидрообессеривания |
|
| Катализатор | Температура, необходимая для достижения содержания S 10 ppm, (°С) |
| А | 361 |
| В | 359 |
| С | 363 |
| D | 353 |
| ppm - частей на миллион | |
Claims (43)
1. Способ регенерации использованного катализатора гидроочистки, содержащего, по меньшей мере, 8% вес. кокса и один или несколько неблагородных металлов VIII группы и/или VIb группы, включающий стадии:
(i) удаления кокса с использованного катализатора гидроочистки;
(ii) обработки катализатора, полученного на стадии (i), водным раствором глюконовой кислотой, содержащим от 2 до 60% вес. глюконовой кислоты, в расчете на массу сухого катализатора; и
(iii) необязательно, высушивания при температуре, самое большее, 200°С.
2. Способ по п.1, в котором кокс удаляют путем приведения использованного катализатора гидроочистки в контакт с кислородсодержащим газом при температуре от 200 до 750°С.
3. Способ по п.1 или 2, в котором катализатор, полученный на стадии (i), содержит от 0 до 10% вес. кокса.
4. Способ по п.1 или 2, в котором на стадии (ii) катализатор обрабатывают водным раствором, содержащим от 3 до 40% вес. глюконовой кислоты.
5. Способ по п.3, в котором на стадии (ii) катализатор обрабатывают водным раствором, содержащим от 3 до 40% вес. глюконовой кислоты.
6. Способ по любому из пп.1, 2 и 5, в котором использованный катализатор гидроочистки содержит носитель, которым является оксид алюминия.
7. Способ по п.3, в котором использованный катализатор гидроочистки содержит носитель, которым является оксид алюминия.
8. Способ по п.4, в котором использованный катализатор гидроочистки содержит носитель, которым является оксид алюминия.
9. Способ по п.6, в котором носителем является гамма-оксид алюминия.
10. Способ по п.7 или 8, в котором носителем является гамма-оксид алюминия.
11. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 7 и 8, в котором молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металлов VIb группы и VIII группы составляет от 0,01 до 2,5.
12. Способ по п.3, в котором молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металлов VIb группы и VIII группы составляет от 0,01 до 2,5.
13. Способ по п.4, в котором молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металлов VIb группы и VIII группы составляет от 0,01 до 2,5.
14. Способ по п.6, в котором молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металлов VIb группы и VIII группы составляет от 0,01 до 2,5.
15. Способ по п.10, в котором молярное отношение количества глюконовой кислоты к общему содержанию металлов VIb группы и VIII группы составляет от 0,01 до 2,5.
16. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 7, 8, 13-15, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
17. Способ по п.3, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
18. Способ по п.4, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
19. Способ по п.6, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
20. Способ по п.10, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
21. Способ по п.11, в котором свежий катализатор гидроочистки получен путем:
(а) обработки носителя одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIb группы, и/или одним или несколькими компонентами, содержащими металл VIII группы;
(b) обжига обработанного носителя катализатора при температуре, по меньшей мере, 200°С с образованием пропитанного носителя; и
(с) сульфидирования пропитанного носителя с получением катализатора гидроочистки.
22. Способ гидроочистки серосодержащего углеводородного сырья, указанный способ включает приведение углеводородного сырья при парциальном давлении водорода от 1 до 70 бар и температуре от 200 до 420°С в контакт с регенерированным катализатором, полученным в соответствии с любым из предшествующих пунктов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP13161608.8 | 2013-03-28 | ||
| EP13161608 | 2013-03-28 | ||
| PCT/EP2014/056274 WO2014154862A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-03-28 | Process for rejuvenation of a used hydrotreating catalyst |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015145193A RU2015145193A (ru) | 2017-05-16 |
| RU2015145193A3 RU2015145193A3 (ru) | 2018-03-22 |
| RU2666355C2 true RU2666355C2 (ru) | 2018-09-07 |
Family
ID=48013835
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015145193A RU2666355C2 (ru) | 2013-03-28 | 2014-03-28 | Способ регенерации использованного катализатора гидроочистки |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160045910A1 (ru) |
| EP (1) | EP2978531A1 (ru) |
| KR (1) | KR102329701B1 (ru) |
| CN (1) | CN105163855A (ru) |
| BR (1) | BR112015024541B1 (ru) |
| CA (1) | CA2904803C (ru) |
| RU (1) | RU2666355C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014154862A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105642312B (zh) * | 2014-12-04 | 2018-01-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种失活加氢脱硫催化剂的再生方法 |
| JP6460879B2 (ja) * | 2015-03-30 | 2019-01-30 | 新日鐵住金株式会社 | タール含有ガス改質用触媒の再生方法 |
| FR3089824B1 (fr) * | 2018-12-18 | 2021-05-07 | Ifp Energies Now | Procédé de réjuvénation d’un catalyseur usé et régénéré d’un procédé d'hydrodésulfuration d'essences. |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE10350476A1 (de) * | 2003-10-23 | 2005-05-25 | Tricat Gmbh Catalyst Service Bitterfeld | Verfahren und Vorrichtung zur Regenerierung, Aktivierung und Konservierung von Hydrotreatment-Katalysatoren |
| RU2351634C2 (ru) * | 2003-10-03 | 2009-04-10 | Альбемарл Недерландс Б.В. | Способ активации катализатора гидроочистки |
| US20090261019A1 (en) * | 2008-04-11 | 2009-10-22 | Mccarthy Stephen J | Hydroprocessing using rejuvenated supported hydroprocessing catalysts |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH04243547A (ja) * | 1991-01-22 | 1992-08-31 | Sumitomo Metal Mining Co Ltd | 炭化水素油の水素化処理用触媒を製造する方法 |
| JP4482653B2 (ja) * | 2004-05-19 | 2010-06-16 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 接触分解ガソリンの水素化処理触媒 |
| CN100360238C (zh) * | 2004-10-29 | 2008-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种积炭失活催化剂的再生方法 |
| JP5693332B2 (ja) * | 2011-03-31 | 2015-04-01 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 再生水素化精製触媒及び炭化水素油の製造方法 |
-
2014
- 2014-03-28 BR BR112015024541-2A patent/BR112015024541B1/pt active IP Right Grant
- 2014-03-28 WO PCT/EP2014/056274 patent/WO2014154862A1/en active Application Filing
- 2014-03-28 RU RU2015145193A patent/RU2666355C2/ru active
- 2014-03-28 US US14/779,673 patent/US20160045910A1/en not_active Abandoned
- 2014-03-28 CN CN201480017327.8A patent/CN105163855A/zh active Pending
- 2014-03-28 CA CA2904803A patent/CA2904803C/en active Active
- 2014-03-28 KR KR1020157025900A patent/KR102329701B1/ko active IP Right Grant
- 2014-03-28 EP EP14714668.2A patent/EP2978531A1/en active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2351634C2 (ru) * | 2003-10-03 | 2009-04-10 | Альбемарл Недерландс Б.В. | Способ активации катализатора гидроочистки |
| DE10350476A1 (de) * | 2003-10-23 | 2005-05-25 | Tricat Gmbh Catalyst Service Bitterfeld | Verfahren und Vorrichtung zur Regenerierung, Aktivierung und Konservierung von Hydrotreatment-Katalysatoren |
| US20090261019A1 (en) * | 2008-04-11 | 2009-10-22 | Mccarthy Stephen J | Hydroprocessing using rejuvenated supported hydroprocessing catalysts |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112015024541A2 (pt) | 2017-07-18 |
| US20160045910A1 (en) | 2016-02-18 |
| RU2015145193A3 (ru) | 2018-03-22 |
| CA2904803A1 (en) | 2014-10-02 |
| KR102329701B1 (ko) | 2021-11-23 |
| EP2978531A1 (en) | 2016-02-03 |
| CA2904803C (en) | 2021-11-23 |
| RU2015145193A (ru) | 2017-05-16 |
| KR20150138201A (ko) | 2015-12-09 |
| CN105163855A (zh) | 2015-12-16 |
| BR112015024541B1 (pt) | 2020-12-01 |
| WO2014154862A1 (en) | 2014-10-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4610664B1 (ja) | 再生水素化処理用触媒の製造方法及び石油製品の製造方法 | |
| JP2684120B2 (ja) | 再生可能な吸着剤を用いる、プロピレン／プロパンから硫黄種を吸着する方法 | |
| JP4896744B2 (ja) | 使用済み水素化処理触媒の触媒活性を回復させる方法、回復された触媒活性を有する使用済み水素化処理触媒および水素化処理方法 | |
| JP4547922B2 (ja) | 硫黄化合物及びオレフィンを含む留分の水素処理に使用可能な部分的にコーキングされた触媒 | |
| US20120067780A1 (en) | Process For Hydrodesulphurizing Gasoline Employing A Catalyst With Controlled Porosity | |
| BRPI0802431B1 (pt) | processo de remoção de compostos de silício de correntes de hidrocarbonetos | |
| US3094480A (en) | Hydrodenitrogenation with high molybdenum content catalyst | |
| CN109926103B (zh) | 一种失活催化剂的再生方法 | |
| CN116583351A (zh) | 将来自加氢处理和/或加氢裂化方法的催化剂复原的方法 | |
| RU2666355C2 (ru) | Способ регенерации использованного катализатора гидроочистки | |
| CN113412156B (zh) | 使来自汽油加氢脱硫方法的未再生的失效的催化剂恢复活性的方法 | |
| US11992826B2 (en) | Method for regenerating a catalyst which is spent and regenerated by a hydrodesulfurization process of gasolines | |
| CN113874476B (zh) | 用于减硫的再活化加氢处理的催化剂 | |
| US3940330A (en) | Two stage metal-containing oil hydrodesulfurization process employing an activated alumina supported catalyst in each stage | |
| US11795405B2 (en) | Process for the hydrodesulfurization of sulfur-containing olefinic gasoline cuts using a regenerated catalyst | |
| JP4680520B2 (ja) | 低硫黄軽油の製造方法および環境対応軽油 | |
| US20080179220A1 (en) | Use Of A Catalyst Comprising A Beta Silicon Carbide Support In A Selective Hydrodesulphurization Process | |
| CN113272409A (zh) | 使用具有有机化合物的恢复活性的催化剂对含硫的烯烃汽油进行加氢脱硫的方法 | |
| US3941683A (en) | Two stage metal-containing oil hydrodesulfurization process employing an activated alumina catalyst in the second stage | |
| US11866656B2 (en) | Method for producing a petrol with low sulphur and mercaptan content | |
| CN116615518A (zh) | 使用包含特征在于其h/c比的石墨材料的催化剂将石油馏分加氢脱硫的方法 |