SU309533A1 - METHOD OF HYDROGENIZATION OF OIL FRACTION - Google Patents
METHOD OF HYDROGENIZATION OF OIL FRACTIONInfo
- Publication number
- SU309533A1 SU309533A1 SU1231446A SU1231446A SU309533A1 SU 309533 A1 SU309533 A1 SU 309533A1 SU 1231446 A SU1231446 A SU 1231446A SU 1231446 A SU1231446 A SU 1231446A SU 309533 A1 SU309533 A1 SU 309533A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- hydrogen
- reactor
- pressure
- hydrogasification
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 24
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 24
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 16
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 5
- 230000001603 reducing Effects 0.000 description 5
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N AI2O3 Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052803 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium monoxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000003063 flame retardant Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 125000001145 hydrido group Chemical group *[H] 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000014692 zinc oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N Carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 230000001914 calming Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001869 cobalt compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000460 iron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[Mg+2] FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 150000002752 molybdenum compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002816 nickel compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- ZSLUVFAKFWKJRC-UHFFFAOYSA-N thorium Chemical compound [Th] ZSLUVFAKFWKJRC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
- RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N zinc;oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Zn+2] RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Description
Изобретение относитс к способу получеки из нефт ной фракции смеси газообразных углеводородов, примен емой, например, в качестве топливного газа. Известен способ гидрокрекинга нефт ной фракции при температуре 310-455°С и давлении 35-210 атм в присутствии катализатора гидрировани , содержащего соединение металла VI или VIII групп периодической системы на аморфном окисле металла ПА, IIIA, IVB групп периодической системы. Предлагаемый способ позвол ет перерабатывать нефт ную фракцию в смесь жидких углеводородов. С целью получени смеси газообразных углеводородов, примен емой, например, в качестве топлива, предлагаетс способ гидрогенизации , заключающийс в том, что нефт ную фракцию подвергают очистке от серы, асфальтенов и золы и направл ют на гидрогенизацию при температуре 550-700°С, давлении 15-100 атм в присутствии водорода в избытке и катализатора гидрировани , содержащего соединени молибдена, кобальта, никел или хрома на глиноземном или кремнеземном носителе. Количество (в %) примен емого в процессе водорода (Не) вычисл ют по формуле Не - ин . 100 -,,, где Н стехиометрическое количество водорода . Ни - количество фактически расходуемого в процессе водорода. Стехиометрическое количество водорода рассчитывают но формуле Hs ,, где п и ш - количество водорода и нефт ной фракции соответственно в мол х. Количество водорода Не увеличиваетс с увеличением отношени - и уменьшаетс m С увеличением парциального давлени водорода . Это значение водорода можно определить (в %) дл каждого углеводорода или каждой смеси углеводородов отдельно по формуле Hej a- bn -- , mр где р - парциальное давление водорода в гидрирующем газе, а, Ь, с - коэффициенты , рассчитываемые эмпирическим путем и завис щие от условий процесса. Содержание серы в сырье должно быть не более 0,05 вес. Vo, асфальтенов не более 1,5 вес. %, минеральных добавок не более 0,0001 вес. 0/Q. При содержании этих компонентов выше указанных пределов необходимо исходное сырье очищают. Гидрирующий газ не должен включать более 0,0005% серы и 5 об. % окиси и двуокиси углерода, нежелательно присутствие в этом газе ненасыщенных углеводородов, наличие парафинов и азота в газе невредно. По предлагаемому способу могут быть применены катализаторы, которые быстро гидрируют лчидкие углеводороды при температуре выще 550°С, предпочтительно выше 600°С, и под давлением выще 15 атм. (давление зависит от атомного среднего коэффициента употребл емого сырь ), эти катализаторы можно легко восстанавливать несколько раз посредством контролированного окислени воздухом или воздухом с паром. К таким катализаторам относ тс катализаторы , включающие огнестойкий носитель из окиси алюмини или гидрата окиси магни или их смесей с возможной добавкой двуокиси кремни или окиси кальци , пропитанный одним или несколькими металлами, например молибденом, кобальтом, никелем, железом, вольфрамом, хромом, торием и их окислами, сульфидами или другими сол ми. Эти катализаторы можНо получить посредством пропитывани огнестойких носителей или соосаждени , или смещивани согдинений в виде пыли с добавкой св зующих средств с последующими высушиванием и известкованием , осуществл емыми в одну или две фазы и т. д. Гидрирующий газ дл процесса может быть получен различными способами, например посредством эндотермического риформинга с вод ным паром углеводородов сырь . Энергию, требуемую дл сжати воздуха, используемого дл оксигазификации асфальтовых остатков под давлением, получают в результате расширени газов, выход щих из аппарата восстановлени металлов или их низших окисей. Практически операции окислени и восстановлени ведут циклически в реакторах, внутри которых металлы и их окиси размещены в виде неподвижного сло . Металлы и их окиси могут циркулировать под давлением между окисл ющей средой и восстанавливающей средой в жидком или неподвижном слое. Ниже приведены примеры, не ограничивающие изобретение. Пример 1. Получение городского газа теплотворной способностью 4500 ккал/нм. Схема процесса изображена на фиг. 1. В качестве сырь примен ют бензин со следующей характеристикой: Удельный вес 1574°С, г/слгз 0,716 Сера, вес. %4The invention relates to a method for obtaining from a petroleum fraction a mixture of gaseous hydrocarbons, used, for example, as a fuel gas. The known method of hydrocracking the oil fraction at a temperature of 310-455 ° C and a pressure of 35-210 atm in the presence of a hydrogenation catalyst containing a compound of metal VI or VIII of the periodic system on amorphous oxide of the metal of the PA, IIIA, IVB groups of the periodic system. The proposed method permits the processing of a petroleum fraction into a mixture of liquid hydrocarbons. In order to obtain a mixture of gaseous hydrocarbons, used, for example, as a fuel, a method of hydrogenation is proposed, which means that the oil fraction is purified from sulfur, asphaltenes and ash and sent to hydrogenation at a temperature of 550-700 ° C, pressure 15-100 atm in the presence of hydrogen in excess and a hydrogenation catalyst containing molybdenum, cobalt, nickel or chromium compounds on an alumina or silica carrier. The amount (in%) of hydrogen used in the process (He) is calculated by the formula He-in. 100 - ,,, where H is the stoichiometric amount of hydrogen. Neither is the amount of hydrogen actually consumed in the process. The stoichiometric amount of hydrogen is calculated by the formula Hs, where n and w are the amount of hydrogen and oil fraction, respectively, in mol x The amount of hydrogen does not increase with an increase in the ratio - and decreases. With an increase in the partial pressure of hydrogen. This hydrogen value can be determined (in%) for each hydrocarbon or each mixture of hydrocarbons separately using the formula Hej abn -, mp where p is the partial pressure of hydrogen in the hydrogenating gas, a, b, c are coefficients calculated empirically and process conditions. The sulfur content in the raw material should be no more than 0.05 weight. Vo, asphaltenes not more than 1.5 weight. %, mineral additives not more than 0.0001 weight. 0 / Q. When the content of these components above the specified limits necessary raw materials are cleaned. Hydrogenating gas should not include more than 0.0005% sulfur and 5 vol. % of carbon monoxide and carbon dioxide, the presence of unsaturated hydrocarbons in this gas is undesirable, the presence of paraffins and nitrogen in the gas is harmless. The proposed method can be applied to catalysts that quickly hydrogenate liquid hydrocarbons at a temperature higher than 550 ° C, preferably higher than 600 ° C, and under pressure higher than 15 atm. (pressure depends on the atomic average feed utilization ratio), these catalysts can be easily reduced several times by controlled oxidation with air or air with steam. Such catalysts include catalysts that include a flame-retardant carrier of alumina or magnesium oxide hydrate or mixtures thereof with the possible addition of silica or calcium oxide impregnated with one or more metals, for example molybdenum, cobalt, nickel, iron, tungsten, chromium, thorium and their oxides, sulfides or other salts. These catalysts can be obtained by impregnating flame-retardant carriers or by co-precipitating or displacing the contacts in the form of dust with the addition of binding agents followed by drying and liming, carried out in one or two phases, etc. Hydrogenating gas for the process can be obtained by various methods, for example, by endothermic steam reforming of hydrocarbons from the feedstock. The energy required for compressing the air used to oxygenate asphalt residues under pressure is obtained by expanding the gases emitted from the reduction apparatus of metals or their lower oxides. In practice, the oxidation and reduction operations are carried out cyclically in reactors, inside of which the metals and their oxides are placed as a fixed bed. Metals and their oxides can be circulated under pressure between an oxidizing medium and a reducing medium in a liquid or fixed bed. Below are examples that do not limit the invention. Example 1. Obtaining urban gas calorific value of 4500 kcal / nm. The process diagram is shown in FIG. 1. Gasoline with the following characteristic is used as a raw material: Specific gravity is 1574 ° C, g / slg 0.716 Sulfur, weight. %four
Пределы выкипани , °СLimits vykipani, ° C
начальна точкаstarting point
500/0500/0
90%90%
конечна точка Низща теплотворна end point Bottom calorific value
собность, ккал/кг Одну часть бензина (19,80/0) подают как топливо дл восстановлени , а остальной бенЗИН поступает вместе с гидрирующим газом, идущим из сепаратора СОг, на узел / гидродесульфировани , включающий реактор, заполненный катализатором кобальтом и молибденом , и два резервуара, заполненные окисью железа и окисью цинка. Бензин вместе с гидрирующим газом при температуре 380-400°С и под давлением 25 ата проходит через катализатор гидродесульфировани , где происходит разложение сульфированных соединений с образованием H2S. На последующих сло х катализатора, состо щего из окисей железа и цинка, происходит поглощение П28 и разложение более стойких сульфированных соединений. Затем пары гидродесульфированного бензина и избыточный гидрирующий газ поступают под давлением 25 ата и при температуре 650°С в узел гидрогазификации 2, содержащий катализатор со средней гидрирующей активностью, легко восстанавливающийс , состо щий из 16% молибдена, 2% никел , и 1 % хрома на носителе окиси алюмини . Здесь бензин полностью превращаетс в газ Г, имеющий следующий состав, об. о/о: 0,25 Пизща теплотворна способность 6430 ккал/нм. Этот газ раздел ют на три потока. Один поток (приблизительно половина общего количества ) возвращают в реактор узла гидрогазификации 2 через охладитель 3 дл контрол температуры. Другой поток (приблизительно четверть общего количества) подают на распределительную линию 4, а третий поток (приблизительно четверть) - в реактор восстановлени 5, откуда полученный газ Т. направл ют в реактор 6. В этом реакторе расположены огнестойкие стальные трубы, заполненные катализатором окисью алюмини с содержанием 35% никел , обогреваемые снаружи и поддерживаемые под давлением 24-25 ата при температуре 75°С. В реакторе 6 происходит оксигенолиз, в результате которого получают газ Гз, состо щий из СО, СОа, водорода и незначительной части остаточного метаиа. Газ TZ вместе с избыточным вод ным паром проходит через реактор 6 оксигенолиза и затем через узел 7, где удал етс двуокись Часть газа, выход щего из реактора оксигенолиза (Гз - 940 нм), подают в линию 4 вместе с газом Гь (1760 нжз), поступающим из узла гидрогазификации 2. Из 1000 кг бензина (исходного сырь ) получают 2700 нжз городского газа следующего состава (об. о/о): 48 -50 25 -27 1- 2 0,10- 0,20 2- 3,5 18 -20 Низша теплотворна способность газа 4500 ккал/нм. На фиг. 1 не показана аппаратура восстановлени , она включает подогревающую воздуходувку , через которую смешиваемый воздух с паром проходит при температуре 630°С, восстанавлива катализатор гидрогазификации . ПрИ вышеуказанных услови х восстановление провод т каждые 10-15 дней. Восстановление продолжаетс 6 час. Пример 2. Этот пример относитс к гидрогазификации нефт ного сырь дл производства богатого водородом газа, замен ющего природный. Схема процесса показана на фиг. 2. Сырье имеет следующую характеристику: Удельный вес npKl5°/4°C, г/слз 0,845 Сера, %1,9 С, %:85 Н, %12,7 Na + Оа, О/о0,3 Асфальтены, %0,8 Остаток, о/о3,7 В зкость по Энглеру при 38°С 1,383 1000 кг этого сырь подают в узел / атмосферной дистилл ции, где раздел ют сырье на остаток (42%) и на дистилл т (50,4 Т Т 1,6%). Остаток смешивают с кислородом (чистота 95%, расход 334 нмз) и паром (1800 нм). Газ Гь получаемый при газификации сырь , десульфируют в аппарате 2, затем направл ют в узел конверсии 3, 4 СО и очистки от СОз водой с содой в аппарате 5. Газ Г4 имеет следующий состав (в о/о) На95,2 СО1,0 СОг2,0 СН40,3 Na1,4 Этот газ смещивают с дистилл том в паровом состо нии, передают на гидродесульфирование в аппарат (5 и на гидрогазификацию в аппарат 7, которую ведут по примеру 1. Рабочее давление в системе 75 ата. Получают 1000 нм газа Т, имеющего следующий состав (в об. %): Н211,0 СВ.,86,5 СО0,9 Na1,6 Высша теплотворна способность газа 8600 ккал/нм. Пример 3. Этот пример касаетс теплокаталитической деасфальтизации (кратко называемой операции комбифининга) в сочетании с гидрогазификацией. Технологический цикл показан на фиг. 3. Сырье подают на колонну / дл дробной перегопки. Пары, выход щие с верха колонны /, охлаждают в апцарате 2 и собирают в приемнике 3. Остаток, выход щий из колонны 1, собирают в приемнике 4 и из него насосом 5 подают через подогреватель 6 в реактор деасфальтировани 7 и затем вместе с водородом или гидрирующим газом насосом 8 направл ют в реактор . Продукты в паровом состо нии из верхней части реактора 7 подают на колонну 9, в нижнюю часть которой инжектируют дополнительный поток гидрирующего газа. Продукты, выход щие из верхней части колонны 9, можно направить на гидрогазификацию по линии 10 или на гидродесульфирование через аппарат П. В последнем случае продукты, выход щие из узла десульфировани , охлажденные в аппарате 12, охлаждаютс в теплообменнике 13 газом-н идкостью. Выход щие с верха теплообменника 13 газы очищают, т. е. десульфируют, в аппарате 14 и по линии 15 возвращают в цикл. Жидкие продукты промывают в аппарате 16 раствором каустической соды. Далее эти продукты и бензин первой перегонки смещивают в колонне / с водородом или гидрирующим газом и, пропустив их через подогреватель , подают в гидрогазификатор 17. Часть выход щих из гидрогазификатора 17 газов охлаждают в аппарате 18 и отдел ют от непревращенной жидкости в аппарате 19, а затем подают в линию потреблени . Другую часть газа подогревают в аппарате 20 и после реформинга каталитическим путем в реакторе 21 направл ют в реактор 22, где происходит окисление окиси углерода вод ным паром с целью получени богатого водородом газа. Этот газ охлаждают в аппарате 23, промывают водой или другой поглотительной жидкостью в аппарате 24 дл отделени окиси углерода и после повторного сжати (если необходимо) возвращают в цикл дл снабжени гидрирующим газом, употребл емым дл деасфальтизации, гидродесульфировани и гидрогазификации. Между фазами газ можно сжимать, чтобы компенсировать потери давлени на промежуточной стадии. Если необходимо заменить окись углерода, определенное количество газа восстанавливают, добавл воздух. Таким образом получают газ, имеющий более низкую теплотворную способность. Такой газ смешивают с газом, поступающим от гидрогазификации .kcal / kg One part gasoline (19.80 / 0) is supplied as fuel for reduction, and the rest of the gasoline comes along with the hydrogenating gas coming from the CO2 separator to the unit / hydrodesulfurization, which includes a reactor filled with cobalt and molybdenum catalyst, and two tanks filled with iron oxide and zinc oxide. Gasoline together with the hydrogenating gas at a temperature of 380-400 ° C and under pressure of 25 atm passes through a hydrodesulfurization catalyst, where the decomposition of sulfonated compounds occurs with the formation of H2S. On subsequent catalyst beds consisting of iron and zinc oxides, absorption of P28 and decomposition of more stable sulfonated compounds occurs. Then, vapors of hydrodesulfurized gasoline and excess hydrogenating gas are supplied under a pressure of 25 at and at a temperature of 650 ° C to hydrogasification unit 2, containing a catalyst with an average hydrogenating activity, easily reduced, consisting of 16% molybdenum, 2% nickel, and 1% chromium alumina carrier. Here, gasoline is completely converted to gas G, having the following composition, vol. V / A: 0.25. Calming power cal. 6430 kcal / nm. This gas is divided into three streams. One stream (approximately half of the total) is returned to the reactor of the hydrogasification unit 2 via cooler 3 for temperature control. Another stream (approximately a quarter of the total) is fed to distribution line 4, and a third stream (approximately a quarter) is fed to the reduction reactor 5, from which the resulting gas T. is sent to reactor 6. In this reactor, fire-resistant steel pipes filled with alumina catalyst are located with a content of 35% nickel, heated outside and maintained under a pressure of 24-25 at a temperature of 75 ° C. In reactor 6, oxygenolysis takes place, as a result of which Gz gas is obtained, consisting of CO, COa, hydrogen and an insignificant part of the residual meta. TZ gas together with excess water vapor passes through oxygenolysis reactor 6 and then through node 7 where dioxide is removed. Part of the gas leaving the oxygenolysis reactor (Gz - 940 nm) is fed to line 4 together with gas Gj (1760 n) coming from the hydrogasification unit 2. Out of 1000 kg of gasoline (raw material), 2,700 NW of city gas of the following composition (vol. o / o) is obtained: 48–50 25 –27 1–2 0.10–0.20 2–3, 5 18 -20 The net calorific value of gas is 4500 kcal / nm. FIG. 1, the recovery apparatus is not shown, it includes a heating blower through which the mixed air with steam passes at a temperature of 630 ° C, restoring the hydrogasification catalyst. In accordance with the above conditions, recovery is carried out every 10-15 days. Recovery takes 6 hours. Example 2. This example relates to the hydrogasification of a crude oil for the production of hydrogen-rich gas replacing natural gas. The process diagram is shown in FIG. 2. Raw materials have the following characteristics: Specific weight of npKl5 ° / 4 ° C, g / slz 0.845 Sulfur,% 1.9 C,%: 85 N,% 12.7 Na + Oa, O / o0.3 Asphaltenes,% 0 , 8 Residue, o / o3.7 Viscosity according to Engler at 38 ° C 1.383.1 thousand kg of this raw material is supplied to the site / atmospheric distillation, where the raw material is divided into residue (42%) and distillate (50.4 T 1.6%). The residue is mixed with oxygen (95% purity, flow rate 334 nm3) and steam (1800 nm). Gas Gj obtained from gasification of the raw material, is desulfurized in apparatus 2, then sent to the conversion unit 3, 4 WITH and purification of CO2 from water with soda in apparatus 5. Gas G4 has the following composition (in o / o) Na95.2 CO1.0 CO2 = CH40.3 Na1.4 This gas is displaced with the distillate in the vapor state, transferred to hydrodesulfurization in the apparatus (5 and to hydrogasification to apparatus 7, which is carried out as in Example 1. The operating pressure in the system is 75 at. Get 1000 nm gas T, having the following composition (% by volume): H211.0 CB., 86.5 CO0.9 Na1.6 Highest calorific value of gas 8600 kcal / nm. Example 3. This at The epr is concerned with heat catalytic deasphalting (briefly called combination operation) combined with hydrogasification.The process cycle is shown in Fig. 3. Raw materials are fed to the column / for fractional reheating.Pairs coming from the top of the column / are cooled in aprate 2 and collected in receiver 3 The residue leaving column 1 is collected in receiver 4 and from there pump 5 is fed through heater 6 to deasphalting reactor 7 and then, together with hydrogen or hydrogenating gas, pump 8 is sent to the reactor. Products in the vapor state from the upper part of the reactor 7 are fed to the column 9, into the lower part of which an additional hydrogenation gas stream is injected. Products leaving the top of column 9 can be sent to hydrogasification via line 10 or to hydrodesulfurization through apparatus P. In the latter case, products leaving the desulfurization unit cooled in apparatus 12 are cooled in heat exchanger 13 with gas-liquid. The gases leaving the top of the heat exchanger 13 are cleaned, i.e. they are desulfurized, in apparatus 14 and returned to the cycle via line 15. Liquid products are washed in an apparatus 16 with a solution of caustic soda. Further, these products and first-stage gasoline are shifted in the column with hydrogen or hydrogenating gas and, passing them through the preheater, are fed to the hydro gasifier 17. Some of the gases leaving the hydro gasifier 17 are cooled in the device 18 and separated from the unconverted liquid in the device 19, and then served in the consumption line. Another part of the gas is preheated in apparatus 20 and, after catalytic reforming, in reactor 21 is sent to reactor 22, where oxidation of carbon monoxide occurs with water vapor in order to produce hydrogen-rich gas. This gas is cooled in apparatus 23, washed with water or other absorption liquid in apparatus 24 for separating carbon monoxide, and after recompression (if necessary) is recycled to supply with hydrogenating gas used for deasphalting, hydrodesulfurization and hydrogasification. Between phases, the gas can be compressed to compensate for the pressure loss at the intermediate stage. If carbon monoxide needs to be replaced, a certain amount of gas is reduced by adding air. In this way, a gas having a lower calorific value is obtained. This gas is mixed with the gas coming from the hydrogasification.
Таблиц aTables a
Ниже приведены результаты обработки асфальтового сырь из нефт ного месторождени Рагузы (Сицили ).Below are the results of the processing of asphalt raw materials from the Ragusa (Sicili) oil field.
Характеристика сырь :Characteristics of raw materials:
Удельный вес при 15°/4°С, 0,938Specific weight at 15 ° / 4 ° С, 0.938
В зкость по Энглеру при 50°С18Engler viscosity at 50 ° C18
Остаток, о/о7,1Residue, o / o7.1
Асфальтены, %9,1Asphaltenes,% 9.1
Углерод, %84,1Carbon% 84.1
Водород, %11,6Hydrogen,% 11.6
Атомное отношение Н/С1,66Atomic ratio H / S1,66
Производительность, полученна за вычитом расхода газа дл подогрева печи восстановлени и дл производства пара и газа на гидрогазификацию (последний рециркулируетс на производство водорода), следующа (из 1 кг сырь ): горючее масло 60 г, асфальтовый остаток 272,5 г, газ 0,590 нлгз.Capacity obtained by subtracting the gas consumption for preheating the recovery furnace and for producing steam and gas for hydrogasification (the latter is recycled to hydrogen production), as follows (from 1 kg of raw material): combustible oil 60 g, asphalt residue 272.5 g, gas 0.590 nlgz .
Состав газа (в об. о/о) Gas Composition (V / V)
N-2 + CO + CO21,66 На19,00 СН479,26 СаНб0,08 Низша теплотворна способность , ккал/кг8136N-2 + CO + CO21.66 Na19.00 CH479.26 CaHb0.08 Lower calorific value, kcal / kg8136
Та же обработка была проведена на более легком сырье, имеющем следующую характеристику:The same treatment was carried out on lighter raw materials, having the following characteristics:
Удельный вес 15°/4°, ,773Specific weight 15 ° / 4 °,, 773
Углерод, %85,64Carbon% 85,64
Водород, о/о14,30Hydrogen, o / o14.30
Атомное отношение Н/С1,99Atomic ratio H / C1,99
Сера, %0,08Sulfur% 0.08
Высша теплотворна способность , ккал1кг11140Higher calorific value, kcal1kg11140
Пределы выкипани , °С:Limits vykipani, ° C:
начальна точка кипени initial boiling point
50 об. %50 vol. %
90 об. %90 about %
конечна точка кипени final boiling point
Из 1 кг сырь получают битума чего масла 70,0 г, газа 1,083 нм.From 1 kg of raw material, bitumen is obtained, of which oil 70.0 g, gas 1.083 nm.
Состав газа (в об. о/);Gas composition (in v / v);
NS + СО -f СОг НаNS + CO -f CO 2 Na
СН4CH4
СгНбSgnb
Теплопроизводительность газа,Heat output gas
ккал/нм 8631kcal / nm 8631
Пример 4. Этот пример показывает вли ние избытка водорода (и его парциального давлени ) на образование углерода. Провод т р д опытов каталитической гидрогазификации бензина пр мой гонки. В качестве гидрирующего газа примен ют чистый водород.Example 4. This example shows the effect of excess hydrogen (and its partial pressure) on the formation of carbon. A series of experiments on the catalytic hydrogasification of gasoline in a straight race has been carried out. Pure hydrogen is used as a hydrogenation gas.
В качестве сырь берут бензин,и.меющий следующую характеристику:As the raw material, gasoline is taken, and it can have the following characteristic:
Удельный вес 15°/4°С, ,719 Сера, %0,06 Атомное отношение Н/С2,14 Высша теплотворна способность , ккал1кг11360 Пределы вьжипани , °С:Specific weight 15 ° / 4 ° С,, 719 Sulfur,% 0.06 Atomic ratio H / C2.14 Higher calorific value, kcal1kg11360 Limits of vipheni, ° С:
начальна точка кипени 41initial boiling point 41
50 об. о/о11550 vol. o / o115
90 об. %16490 about % 164
конечна точка кипени 186final boiling point 186
В таблице приведены услови процесса и результаты п ти испытаний, проведенных при возрастающем соотношении Hu/Hs (в последнем испытании было повышено и давление процесса). Катализатор представл л собой носитель из алюмини с содержанием 7% молибдена , 1% кобальта и 2о/о никел .The table shows the process conditions and the results of five tests carried out with an increasing ratio Hu / Hs (in the last trial, the process pressure was also increased). The catalyst was a carrier of aluminum with a content of 7% molybdenum, 1% cobalt, and 2o / o nickel.
Из таблицы видно, что процент осаждени углерода и потери веса снижаютс с увеличением избытка водорода (следовательно, и процент свободного водорода в полученном газе).From the table it can be seen that the percentage of carbon deposition and weight loss decreases with increasing excess of hydrogen (and hence the percentage of free hydrogen in the resulting gas).
В последнем испытании отношение -In the last test, the ratio is
достигает 214%, (т. е. 114о/о избыточного водорода ) и давление - 60 ата, потери уменьшаютс до 0,10% и количество углерода на катализаторе - до 0,05%.reaches 214%, (i.e., 114 o / o of excess hydrogen) and pressure — 60 atm, losses are reduced to 0.10% and the amount of carbon on the catalyst is to 0.05%.
10 Предмет изобретени 10 Subject of the invention
Способ гидрогенизации нефт ной фракции при повышенных температуре и давлении в присутствии катализатора гидрировани , содержащего соединени металла VI и VIII групп периодической системы на аморфном окисле металла ПА, IIIA и IVB групп периодической системы, отличающийс тем, что, с целью получени смеси газообразных углеводородов , примен емой в качестве топлива, нефт ную фракцию предварительно подвергают очистке от серы, асфальтенов и золы известными приемами, и процесс ведут при температуре 550-700°С, давлении 15-100 атм в присутствии водорода в избытке.The method of hydrogenating the oil fraction at elevated temperature and pressure in the presence of a hydrogenation catalyst containing metal compounds of the VI and VIII groups of the periodic system on the amorphous oxide of the metal of the PA, IIIA and IVB groups of the periodic system, characterized in that, to obtain a mixture of gaseous hydrocarbons, as a fuel, the oil fraction is preliminarily purified from sulfur, asphaltenes and ash by known methods, and the process is carried out at a temperature of 550-700 ° C, a pressure of 15-100 atm in the presence of hydrogen in excess.
СырьеRaw material
КислородOxygen
парsteam
1one
€02€ 02
Фиг.22
богатый бодороЗомbody rich
Related Child Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874346196A Addition SU1515099A2 (en) | 1987-12-21 | 1987-12-21 | Mcw spectrometer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU309533A1 true SU309533A1 (en) |
Family
ID=
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20100205863A1 (en) | Process to Produce a Methane Rich Gas Mixture From Gasification Derived Sulphur Containing Synthesis Gases | |
RU2430140C2 (en) | Method of obtaining fischer-tropsch synthesis product | |
US3928000A (en) | Production of a clean methane-rich fuel gas from high-sulfur containing hydrocarbonaceous materials | |
KR100209982B1 (en) | Process for producing high purity hydrogen | |
GB2153843A (en) | A process for converting heavy petroleum residues to hydrogen and gaseous distillable hydrocarbons | |
CN100534581C (en) | Control of hydrogen in hydrogen-containing streams from hydrogen sources | |
US4064156A (en) | Methanation of overshifted feed | |
JPH08151582A (en) | Method of partial oxidation for producing synthesis gas, reduced gas or fuel gas | |
US3625664A (en) | Process for the production of rich fuel to replace natural gas by means of catalytic hydrogasification under pressure of fluid hydrocarbons | |
JPH0710502A (en) | Method for partial oxidation of high-temperature refining gas stream | |
US3988425A (en) | Process of producing carbon monoxide from light hydrocarbons | |
US3551124A (en) | Process of gasifying hydrocarbon fractions containing sulfur | |
GB2191214A (en) | Production of higher molecular weight hydrocarbons from methane | |
JP2005515295A (en) | Process for producing lower olefins by steam cracking | |
JP3450344B2 (en) | Method for implementing combined production of organic compounds and power generation | |
Speight | Gasification processes for syngas and hydrogen production | |
KR20220112268A (en) | Integrated manufacturing of hydrogen, petrochemicals and power | |
JP2010501685A (en) | Production method of fuel from waste | |
JPH0416512B2 (en) | ||
JPH0244355B2 (en) | ||
US3927999A (en) | Methane-rich gas process | |
CA2462589A1 (en) | System for power generation in a process producing hydrocarbons | |
US4025318A (en) | Gasification of hydrocarbon feedstocks | |
SU309533A1 (en) | METHOD OF HYDROGENIZATION OF OIL FRACTION | |
WO2007074127A1 (en) | Process to make a sulphur containing hydrocarbon product |