EA008593B1 - Способ обработки катализаторов гидроочистки ортофталатом и способ сульфидирования с его использованием - Google Patents
Способ обработки катализаторов гидроочистки ортофталатом и способ сульфидирования с его использованием Download PDFInfo
- Publication number
- EA008593B1 EA008593B1 EA200501440A EA200501440A EA008593B1 EA 008593 B1 EA008593 B1 EA 008593B1 EA 200501440 A EA200501440 A EA 200501440A EA 200501440 A EA200501440 A EA 200501440A EA 008593 B1 EA008593 B1 EA 008593B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- catalyst
- stage
- contact
- hydrotreating
- carried out
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- VLXBWPOEOIIREY-UHFFFAOYSA-N dimethyl diselenide Natural products C[Se][Se]C VLXBWPOEOIIREY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Divinylene sulfide Natural products C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 claims description 15
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 14
- FLKPEMZONWLCSK-UHFFFAOYSA-N phthalic acid di-n-ethyl ester Natural products CCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC FLKPEMZONWLCSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 9
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 6
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 6
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- -1 thiophene compound Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N Phthalic anhydride Natural products C1=CC=C2C(=O)OC(=O)C2=C1 LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N butyl 2,2-difluorocyclopropane-1-carboxylate Chemical compound CCCCOC(=O)C1CC1(F)F JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 claims description 2
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims description 2
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 5
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 6
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIQCNGHVCWTJSM-UHFFFAOYSA-N Dimethyl phthalate Chemical compound COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OC NIQCNGHVCWTJSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N cobalt(ii) oxide Chemical class [Co]=O IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical class [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N Atorvastatin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1=C(C=2C=CC(F)=CC=2)N(CC[C@@H](O)C[C@@H](O)CC(O)=O)C(C(C)C)=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012300 argon atmosphere Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N butene Natural products CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000008116 organic polysulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002927 oxygen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 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
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/02—Impregnation, coating or precipitation
-
- 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
-
- 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
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу импрегнирования катализатора гидроочистки в форме оксида металла по меньшей мере одним ортофталатом либо растворённым, либо диспергированным в жидкости. Кроме того, изобретение относится к способу сульфидирования катализатора гидроочистки в форме оксида металла, включающему а) стадию импрегнирования, как описано выше, за которой следует б) стадия приведения обработанного таким образом катализатора в контакт с сульфидирующим агентом и в) стадия приведения в контакт с водородом; причем за стадией б) следует стадия в) или же стадии б) и в) проводят одновременно.
Description
Настоящее изобретение относится к области гидроочистки углеводородного сырья на нефтеперерабатывающих заводах. Предметом изобретения является способ обработки катализаторов, которые можно использовать для этой цели, и использование изобретения в способе сульфидирования указанных катализаторов.
Углеводородное сырье, такое как фракции нефти, поступающие из установок нефтеперерабатывающих заводов для атмосферной дистилляции или вакуумной дистилляции, подвергают обработке водородом, проводимой, в частности, для уменьшения содержания сероорганических соединений (таких как сульфиды, тиофены, бензотиофены, дибензотиофены и их производные), соединений азота и/или соединений кислорода. Такая обработка известна как гидроочистка, и обычно ей подвергают нефтяные фракции в жидкой форме при температуре от 300 до 400°С и при давлении в интервале от 1 до 25 МПа (от 10 до 250 бар).
Таким образом, катализаторы гидроочистки углеводородного сырья, к которым относится данное изобретение, в соответствующих условиях используют для превращения сероорганических соединений в сероводород в присутствии водорода (эта операция известна под названием гидродесульфуризация, ГДС), нитроорганических соединений в аммиак (эту операцию называют гидроденитрированием, ГДН) и/или кислородорганических соединений в воду и углеводороды (эта операция известна под названием гидродеоксигенирование, ГДО).
Эти катализаторы обычно основаны на металлах У1Ь и VIII групп Периодической системы элементов, таких как молибден, вольфрам, никель и кобальт. Наиболее широко используемые катализаторы гидроочистки основаны на системах кобальт-молибден (Со-Мо), никель-молибден (Νί-Μο) и никельвольфрам (Νί-\ν) или на системах, включающих сочетание этих металлов, нанесенных на пористые неорганические подложки, такие как оксиды алюминия, диоксиды кремния, диоксиды кремния/оксиды алюминия и цеолиты.
Эти катализаторы, производимые в крупнотоннажном промышленном производстве, поставляют потребителям, в частности нефтеперерабатывающим заводам, в форме оксидов (например, катализатор из оксидов кобальта и оксида молибдена на оксиде алюминия, обозначаемый сокращенно как СоМо/оксид алюминия). Однако в процессах гидроочистки они активны только в форме сульфидов металла. Вот почему перед использованием их необходимо подвергать предварительной активации, включающей сульфидирование в присутствии водорода.
Следовательно, стадия активации, известная также как сульфидирование, является важной стадией в улучшении характеристик катализаторов гидроочистки, в частности характеристик, относящихся к их активности и стабильности во времени, и для совершенствования процедур сульфидирования было приложено немало усилий.
Промышленные процессы сульфидирования катализаторов часто проводят под давлением, создаваемым водородом, в присутствии жидкого углеводородного сырья, уже содержащего сероорганические соединения в качестве сульфидирующих агентов, подобные тем, что имеются в наличии на нефтеперегонном заводе. Однако этот способ имеет существенные недостатки, связанные с необходимостью инициировать сульфидирование при низкой температуре и постепенно повышать ее до высокой, чтобы добиться полного сульфидирования катализатора.
Были предложены серосодержащие добавки для улучшения сульфидирования катализаторов. Способ состоит в добавлении соединения серы (известного как сшивающий агент (зр1ктд адсШ) в сырье, такое как лигроин, или в отдельную фракцию, такую как вакуумный газойль (ВГ) или прямогонный газойль (ПГ), который представляет собой газойль, получаемый непосредственно из установки для атмосферной дистилляции.
Таким образом, известен, в частности, из патента ЕР 64429 способ сульфидирования катализатора с использованием диметилдисульфида (он известен так же как ДМДС и имеет формулу СН3-8-8-СН3). С этой целью ДМДС (добавленный к углеводородному сырью) и водород вводят в промышленные реакторы гидроочистки, в которые помещен соответствующий катализатор, причем это происходит после прерывания реакции гидроочистки. Такую методику введения сульфидирующего агента в промышленный реактор гидроочистки называют методикой введения ίη зйи.
Недавно были разработаны новые двустадийные методики сульфидирования катализаторов. Такая методика описана в патенте ЕР 130850. На первой стадии, известной как стадия ех зйи, катализатор вне нефтеперегонной установки подвергают предварительной активации в отсутствие водорода посредством обработки, включающей импрегнирование сульфидирующим агентом, в рассматриваемом случае - органическим полисульфидом. Полное сульфидирование катализатора осуществляют в промышленном реакторе гидроочистки в присутствии водорода без дополнительного добавления сульфидирующего агента. Предварительное ех зйи сульфидирование освобождает нефтепереработчика от введения сульфидирующего агента во время сульфидирования катализатора в присутствии водорода.
Что касается ДМДС, в патентной заявке ЕР 1046424 описано, что добавление к последнему эфира ортофталевой кислоты с целью сульфидирования катализатора гидроочистки делает возможным дальнейшее повышение активности катализатора, активированного таким образом, в частности, при гидродесульфуризации. В этом документе оговаривается, что введение ортофталата с этой целью необходимо
- 1 008593 выполнять одновременно с введением ДМДС, и такой способ можно с равным успехом использовать как ΐη 811и (в соответствии с приведенным примером), так и ех 8йи.
Было обнаружено, что последовательное введение ортофталата, а затем ДМДС делает возможным активацию катализатора гидроочистки, приводящую к повышенной активности последнего.
Таким образом, предметом данного изобретения является, во-первых, способ обработки катализатора гидроочистки в форме оксида металла, отличающийся тем, что он заключается в приведении его в контакт, причем в отсутствие соединения серы по меньшей мере с одним соединением, выбранным из
где каждый из символов К1 и К2 представляет собой алкильный (линейный или разветвленный), циклоалкильный, арильный, алкиларильный или арилалкильный радикал, причем этот радикал может включать от 1 до 18 атомов углерода и возможно один или более гетероатомов; причем К1 и К2 могут быть как одинаковыми, так и различными.
Процедуру приведения в контакт можно осуществлять путем распыления сложного эфира формулы (I) в жидком состоянии над загрузкой катализатора, который необходимо обработать в любом подходящем устройстве, например, в двухконусном смесителе или в ротационном смесителе. Ортофталевую кислоту, фталевый ангидрид и, если уместно, сложный эфир формулы (I) можно распылять после их растворения в растворителе с температурой кипения менее чем 200°С, предпочтительно менее 180°С; в этом случае растворитель можно выпарить при нагревании. Сложный эфир формулы (I) можно также распылять после его эмульгирования в воде при помощи любого подходящего диспергатора или эмульсификатора.
В качестве растворителя можно использовать органические растворители, такие как алифатические, ароматические или алициклические углеводороды или такие, как спирты, эфиры или кетоны.
Предпочтительно привести сложный эфир общей формулы (I) в контакт с катализатором. В этом случае предпочтительно иметь эфир общей формулы (I) в виде раствора в толуоле.
Предпочтительные в соответствии с изобретением эфиры ортофталевой кислоты - это такие эфиры, где символы К1 и К2 представляют собой одинаковые алкильные радикалы, включающие от 1 до 8 атомов углерода, а более конкретно, диметилортофталат, диэтилортофталат и бис-(2-этилгексил)ортофталат вследствие их промышленной доступности и приемлемой цены.
Особенно предпочтителен диэтилортофталат.
Количество сложного эфира формулы (I), расходуемого на импрегнирование катализатора, связано с адсорбционной емкостью последнего и обычно составляет от 1 до 60%, предпочтительно от 5 до 50% (отношение массы сложного эфира к массе катализатора в форме оксида, выраженное в процентах). Если не указано иначе, приводимые в данном тексте проценты - это массовые проценты.
Катализатор гидроочистки на основе металла, используемый в предлагаемом способе, это обычно катализатор на основе оксидов молибдена, вольфрама, никеля и/или кобальта, которые нанесены на пористую неорганическую подложку.
Особое предпочтение отдают использованию в качестве катализатора смеси оксидов кобальта и молибдена, смеси оксидов никеля и молибдена или смеси оксидов никеля и вольфрама, причем эта смесь оксидов нанесена на подложку из оксида алюминия, диоксида кремния или диоксида кремния/оксида алюминия.
Другим предметом данного изобретения является способ сульфидирования катализатора гидроочистки в форме оксида металла, включающий:
а) стадию обработки катализатора, как описано выше, за которой следует
б) стадия приведения обработанного таким образом катализатора в контакт с сульфидирующим агентом и
в) стадия приведения в контакт с водородом;
причем за стадией б) следует стадия в) или же стадии б) и в) можно проводить одновременно.
В качестве сульфидирующего агента можно использовать любой известный специалисту в данной области сульфидирующий агент, такой как углеводородное сырье, которое необходимо подвергнуть гидродесульфуризации, возможно, с добавлением соединения серы, такого как дисульфид углерода, органический сульфид, дисульфид или полисульфид, соединение тиофена или серосодержащий олефин.
В качестве сульфидирующего агента предпочтительно использовать ДМДС, включенный в состав углеводородного сырья в количестве от 0,5 до 5%, предпочтительно от 1 до 3%.
Количество используемого сульфидирующего агента в общем случае связано со стехиометрией стабильных форм сульфидов металлов, которые необходимо получить для активации катализатора гидроочистки, и с количеством катализатора, которое необходимо сульфидировать. Количество сульфиди
- 2 008593 рующего агента, которое посредством повторных тестов без труда может определить специалист в данной области, на практике в общем случае составляет от 10 до 50% (в зависимости от отношения эквивалентной массы серы в сульфидирующем агенте к массе катализатора).
В соответствии с первой предпочтительной альтернативной формой предлагаемого способа сульфидирования стадию а) проводят в подходящем перемешивающем устройстве, а полученный продукт сульфидируют в промышленном реакторе гидроочистки, проводя одновременно стадии б) и в). На стадии а) можно использовать любое подходящее устройство, например двухконусный смеситель или ротационный смеситель. В этом случае сульфидирование проводят в соответствии с методикой типа ίη 8йи.
В соответствии со второй альтернативной формой предлагаемого способа стадию а) и операцию, в которой полученный катализатор приводят в контакт с сульфидирующим агентом (в соответствии со стадией б)), проводят в двух подходящих перемешивающих устройствах, которые одинаковы или различны, таких как вышеупомянутый тип смесителя. Затем проводят стадию в) в промышленном реакторе гидроочистки. В этом случае сульфидирование проводят в соответствии с методикой типа ех 8Йи.
В соответствии с другой альтернативной формой предлагаемого способа стадию а) проводят в промышленном реакторе гидроочистки, а за нею следует сульфидирование обработанного таким образом катализатора в том же самом реакторе путем одновременного выполнения стадий б) и в). В этом случае сульфидирование проводят в соответствии с методикой типа ίη 8Йи.
Другие условия проведения сульфидирования катализатора, например необходимые температуры, время, расход сульфидирующего агента, такие же, какие известны специалистам в данной области техники.
Нижеприведенные примеры даны только с целью иллюстрации изобретения, и их не следует рассматривать в качестве ограничения его сущности и объема.
Пример 1 (сравнительный). Сульфидирование катализатора при помощи ДМДС.
1.1. Проведение сульфидирования.
Использовали цилиндрический реактор, изготовленный из нержавеющей стали (внутренний объем 120 мл) и помещенный в печь, и промышленный катализатор гидродесульфуризации, нанесенный на подложку из оксида алюминия и включающий 3,3% кобальта и 8,6% молибдена (в форме оксидов).
мл (31 г) катализатора помещали в реактор между двумя слоями карбида кремния (81С) - инертного агента, который промотирует гомогенное распределение потоков газа и жидкости и который также действует как термический буфер.
После высушивания в потоке азота при 150°С катализатор пропитывали (при той же самой температуре) газойлем, получаемым при атмосферной дистилляции сырой нефти (прямогонный газойль, ПГ); характеристики этого газойля сведены в следующую таблицу.
Таблица 1
Л8ТМ = Лшепеап 8ое1е1у Гог Тезйпд Ма1епа18 = Американское общество по испытанию материалов
В реакторе создавали давление водорода и затем в прямогонный газойль вводили ДМДС с расходом 1,05 г/ч. Сульфидирование при помощи ДМДС проводили при следующих условиях:
давление водорода 3 МПа (30 бар);
отношение потока водорода (выраженного в литрах, измеренного при стандартных температуре и давлении) к потоку прямогонного газойля (выраженному в литрах) равно 250 станд. л/л;
часовая объемная скорость (отношение объемного расхода прямогонного газойля к объему катализатора) ЧОС = 2 ч-1;
подъем температуры от 150 до 220°С со скоростью 30°С/ч;
фазу постоянной температуры 220°С поддерживают до тех пор, пока концентрация Н28 в выходя
- 3 008593 щих из реактора газах не достигнет 0,3 об.%;
подъем температуры до 320°С со скоростью 30°С/ч;
фаза постоянной температуры при 320°С в течение 14 ч.
На выходе из реактора жидкую фазу после обработки в сепараторе газ-жидкость подают рециклом в поток выше каталитического реактора. Общее время сульфидирования составляет 24 ч. Катализатор отделяют, промывают и сушат в потоке азота.
1.2. Проверка активности катализатора в реакции гидродесульфуризации тиофена.
Активность активированного (или сульфидированного) катализатора по п.1.1 проверяли в реакции гидродесульфуризации тиофена.
В результате этой реакции, проводимой в присутствии водорода, тиофен превращается в углеводороды, такие как бутадиен, бутан или бутен, одновременно образовывался Н28. Активность катализатора в этой реакции отражает его активность в реакции гидродесульфуризации углеводородного сырья.
Порцию активированного в соответствии с п.1.1 катализатора измельчали в атмосфере аргона с получением частиц размером от 0,2 до 0,5 мм, которые перемешивали с карбидом кремния (81С).
мг этой смеси помещали в стеклянный трубчатый реактор емкостью 10 мл.
Реактор нагревали до 400°С и подавали в него водород с расходом 5,4 станд.л/ч и тиофен, парциальное давление которого составляло 8 кПа, что соответствует массовому расходу 1,5 г/ч, до общего давления 101 кПа.
Активность катализатора определяли по константе скорости к реакции на грамм катализатора и выражали в терминах относительной массовой активности, ОМА, (ге1айуе \\'еш111 асйуйу), чтобы было возможно сравнить активности в разных процессах активации (или сульфидирования). Величину ОМА вычисляли следующим образом.
После каждой активационной обработке при помощи ДМДС (которой предшествовала или не предшествовала первая стадия, включающая импрегнирование ортофталатом) вычисляли константу скорости (к) по результатам хроматографического анализа остаточного содержания тиофена в газах, выходящих из реактора. ОМА - это отношение этой константы активности к константе активности данного теста сравнения (катализатора, сульфидированного ДМДС), выраженное в процентах, т.е. 100хк/кгеГ.
Таким образом, ОМА катализатора, сульфидированного при помощи ДМДС в соответствии с примером 1, составляет 100%.
1.3. Проверка активности катализатора в реакции гидродесульфуризации нефтяной фракции.
Проверка активности состояла в измерении остаточного содержания серы в нефтяной фракции после реакции каталитической гидроочистки. Этот тип проверки очень близок к промышленным условиям использования катализаторов гидроочистки.
В этих тестах нефтяная фракция была представлена газойлем, главные характеристики которого приведены в табл. 2.
Таблица 2
Основные физико-химические свойства газойля, используемого для определения активности катализатора гидроочистки
мл активированного в соответствии с п.1.1 настоящего примера катализатора измельчали таким образом, чтобы получить частицы размером от 200 до 500 мкм. Этот катализатор перемешивали с таким же объемом порошка карбида кремния, а затем помещали в центральную часть трубчатого реактора
- 4 008593 (внутренний диаметр 10 мм, высота 190 мм). Входное и выходное отверстия реактора были заполнены слоем карбида кремния, который действовал как термический буфер и обеспечивал хорошую механическую стабильность слоя катализатора.
Затем восходящим потоком подавали водород и газойль при температуре окружающей среды.
После этого нагревали реактор до 350°С при скорости подъема температуры 60°С/ч. После периода стабилизации длительностью 15 ч регулярно отбирали пробы жидкости на выходе из реактора в течение более чем 8 ч, а затем дегазировали их азотом с целью удаления следов растворенного сульфида водорода. Условия теста сведены в табл. 3.
Таблица 3
Рабочие условия проверки активности
| Температура | 350°С |
| Давление водорода | 4 МПа (40 бар) |
| Направление потока | снизу вверх |
| Расход газойля | 6 мл/час |
| Объём катализатора | 3 мл |
| Расход водорода | 2 станд.л/час |
Для каждого образца измеряли остаточную концентрацию серы в выходящей из реактора жидкости и после вычисления средней концентрации серы определяли константу скорости (к), которая характеризует активность одного миллилитра катализатора, по следующей формуле:
| ^ ЧОСЖ ( 1 1 Ί и —1 1 С~' Сп~1 у газойль _ на __ выходе сырье ; |
в которой ЧОСЖ представляет собой часовую объемную скорость жидкости, выраженную в ч-1, причем ЧОСЖ определяют как
ЧОСЖ - Расхо^ - газ°^я(мл /Ό объём _ катализ атора(м.гГ) η - порядок реакции, который в случае гидродесульфуризации газойля равен 1,65;
Сгазойль на выходе - концентрация серы, присутствующей в образце (ррт);
Ссырье - концентрация серы, присутствующей в используемом газойле-сырье (т.е. 13200 ррт).
Для того чтобы сделать возможным сравнение активностей, получаемых при различных видах активационной обработки, в частности относительно обработки сравнения, активность катализатора (характеризующуюся константой скорости (к)) выражают в терминах относительной объемной активности, ООА (ге1айуе уо1ит1с асйуйу) в соответствии со следующей формулой:
к п стандарта в которой кобразца - это константа скорости тестируемого катализатора;
кстандарта - это константа скорости катализатора сравнения (катализатора, сульфидированного при помощи ДМДС в соответствии с примером 1). Таким образом, ООА катализатора, сульфидированного при помощи ДМДС в соответствии с примером 1, составляет 100%.
Пример 2. Импрегнирование используемого в примере 1 катализатора 9,2% раствором диэтилфталата (или ДЭФ).
Использовали тот же самый катализатор гидроочистки, что и в примере 1, и трубчатый стеклянный реактор с рубашкой объемом 200 мл, снабженный спеченным стеклом, приваренным к его донной части.
мл (что соответствует 31 г) катализатора наносили на спеченное стекло реактора, в который затем вводили раствор 2,86 г ДЭФ в 32,5 г толуола. Отношение массы ДЭФ к общей массе катализатора в форме соответствующего оксида составляло 9,2 мас.%. ДЭФ и загрузка катализатора были в контакте при комнатной температуре в течение 30 мин.
Затем температуру реактора доводили до 100°С и пропускали через реактор азот для удаления толуола.
Пример 3. Сульфидирование обработанного в соответствии с примером 2 катализатора при помощи ДМДС.
В соответствии с п.1.1 примера 1 проводили сульфидирование полученного в примере 2 катализатора при помощи ДМДС.
Активность сульфидированного таким образом катализатора измеряли путем тестирования гидродесульфуризации тиофена, описанного в п.1.2 примера 1.
Получили ОМА = 116.
Следовательно, предварительное импрегнирование диэтилфталатом делает возможным значитель
- 5 008593 ное увеличение активности катализатора, сульфидированного при помощи ДМДС.
Пример 4. Импрегнирование использованного в примере 1 катализатора 19,6% раствором ДЭФ.
Повторяли пример 2 таким образом, чтобы получить отношение ДЭФ к общей массе катализатора (в форме оксида), равное 19,6%.
Пример 5. Сульфидирование обработанного в соответствии с примером 4 катализатора при помощи ДМДС.
Повторяли пример 3, используя в качестве катализатора катализатор, подготовленный в соответствии с примером 4.
Измеренная при десульфуризации тиофена ОМА составила 112.
Пример 6. Импрегнирование катализатора гидроочистки 28,3% раствором ДЭФ.
230 мл (180 г) промышленного катализатора гидродесульфуризации, состоящего из 3,3% кобальта и 12,1% молибдена (в форме оксидов), нанесенного на подложку из оксида алюминия, помещали в круглодонную стеклянную колбу емкостью 500 мл, а затем над катализатором пропускали раствор, состоящий из 46 мл (51 г) ДЭФ и 51 мл (44 г) толуола. Эту комбинированную смесь оставляли при комнатной температуре на 12 ч, а затем выпаривали толуол в вакууме при 60°С при помощи роторного испарителя.
Количество ДЭФ, введенного таким образом в катализатор, соответствует 28,3 мас.% промышленного катализатора гидродесульфуризации (в форме оксида).
Пример 7. Сульфидирование обработанного в соответствии с примером 6 катализатора при помощи ДМДС.
В соответствии с п 1.1 примера 1 проводили сульфидирование при помощи ДМДС катализатора, полученного в примере 6, однако, без подачи рециклом жидкой фазы в поток выше реактора.
Активность сульфидированного таким образом катализатора измеряли в тесте на гидродесульфуризацию нефтяной фракции, описанном в п 1.3 примера 1, где сравнительная константа скорости кстандарта это константа скорости, измеренная для промышленного катализатора, используемого в примере 6 и сульфидированного при помощи ДМДС.
Получили ООА = 116.
Таким образом, нашли подтверждение тому факту, что предварительное импрегнирование диэтилфталатом делает возможным значительное увеличение активности катализатора, сульфидированного при помощи ДМДС.
Пример 8. Импрегнирование используемого в примере 6 катализатора 40,5% раствором ДЭФ.
мл (41 г) используемого в примере 6 катализатора помещали в круглодонную стеклянную колбу емкостью 250 мл. После этого над катализатором пропускали раствор, состоящий из 14,8 мл (16,6 г) диэтилфталата и 8,4 мл (7,2 г) толуола. Эту комбинированную смесь оставляли при комнатной температуре на 12 ч, а затем выпаривали толуол в вакууме при 60°С при помощи роторного испарителя.
Количество ДЭФ, введенного таким образом в катализатор, соответствует 40,5 мас.% промышленного катализатора гидродесульфуризации (в форме оксида).
Пример 9. Сульфидирование обработанного в соответствии с примером 8 катализатора при помощи ДМДС.
В соответствии с примером 1 проводили сульфидирование при помощи ДМДС катализатора, обработанного в соответствии с примером 8, однако, без подачи рециклом жидкой фазы в поток выше реактора.
Проверка активности при гидродесульфуризации газойля (описанная в п.1.3 примера 1) привела к величине ООА = 137.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки катализатора гидроочистки в форме оксида металла, отличающийся тем, что он заключается в приведении катализатора в контакт, в отсутствие соединений серы, по меньшей мере с одним соединением, выбранным из ортофталевой кислоты, фталевого ангидрида или сложного эфира общей формулы (I)ОII <ί—1-/7—К·1II о где каждый из символов В1 и В2 представляет собой алкильный (линейный или разветвленный), циклоалкильный, арильный, алкиларильный или арилалкильный радикал, причем этот радикал может включать от 1 до 18 атомов углерода и, возможно, один или более гетероатомов, при этом В1 и В2 могут быть как одинаковыми, так и различными.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что соединение, приводимое в контакт с катализатором, представляет собой сложный эфир общей формулы (I).
- 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что сложный эфир формулы (I) таков, что символы В1 и- 6 008593Я2 представляют собой одинаковые алкильные радикалы, включающие от 1 до 8 атомов углерода.
- 4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что сложный эфир формулы (I) представляет собой диэтилортофталат.
- 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что катализатор гидроочистки основан на оксидах молибдена, вольфрама, никеля и/или кобальта, которые нанесены на пористую неорганическую подложку.
- 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что сложный эфир формулы (I), приводимый в контакт с катализатором, растворен в толуоле.
- 7. Способ сульфидирования катализатора гидроочистки в форме оксида металла, включающий:а) стадию обработки, как описано в пп.1-6, за которой следуетб) стадия приведения обработанного таким образом катализатора в контакт с сульфидирующим агентом ив) стадия приведения в контакт с водородом;причем за стадией б) следует стадия в) или же стадии б) и в) проводят одновременно.
- 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что сульфидирующий агент представляет собой подлежащее гидродесульфуризации углеводородное сырье, возможно, с добавлением соединения серы, такого как дисульфид углерода, органический сульфид, дисульфид или полисульфид, соединение тиофена или серосодержащий олефин.
- 9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что в качестве сульфидирующего агента используют ДМДС, включаемый в углеводородное сырье в количестве от 0,5 до 5%, предпочтительно от 1 до 3%.
- 10. Способ по одному из пп.7-9, отличающийся тем, что стадию а) проводят в подходящем перемешивающем устройстве, а полученный продукт сульфидируют в промышленном реакторе гидроочистки путем одновременного осуществления стадий б) и в).
- 11. Способ по одному из пп.7-9, отличающийся тем, что стадию а) и операцию, в ходе которой полученный катализатор приводят в контакт с сульфидирующим агентом в соответствии со стадией б), осуществляют в двух перемешивающих устройствах, которые являются одинаковыми или различными, а стадию в) проводят в промышленном реакторе гидроочистки.
- 12. Способ по одному из пп.7-9, отличающийся тем, что стадию а) проводят в промышленном реакторе гидроочистки, а за этим следует сульфидирование обработанного таким образом катализатора в том же самом реакторе путем одновременного осуществления стадий б) и в).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0304261A FR2853262B1 (fr) | 2003-04-07 | 2003-04-07 | Procede d'impregnation de catalyseurs d'hydrotraitement par un orthophtalate et procede de sulfuration le mettant en oeuvre |
| PCT/FR2004/000768 WO2004091789A1 (fr) | 2003-04-07 | 2004-03-26 | Procede de traitement de catalyseurs d’hydrotraitement par un orthophtalate et procede de sulfuration le mettant en oeuvre |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200501440A1 EA200501440A1 (ru) | 2006-04-28 |
| EA008593B1 true EA008593B1 (ru) | 2007-06-29 |
Family
ID=32982266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200501440A EA008593B1 (ru) | 2003-04-07 | 2004-03-26 | Способ обработки катализаторов гидроочистки ортофталатом и способ сульфидирования с его использованием |
Country Status (19)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070037695A1 (ru) |
| EP (1) | EP1620202A1 (ru) |
| JP (1) | JP2006521921A (ru) |
| KR (1) | KR101009311B1 (ru) |
| CN (1) | CN1802217A (ru) |
| AR (1) | AR043989A1 (ru) |
| AU (1) | AU2004230289B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0409090A (ru) |
| CA (1) | CA2521867C (ru) |
| CO (1) | CO5640044A2 (ru) |
| EA (1) | EA008593B1 (ru) |
| FR (1) | FR2853262B1 (ru) |
| HR (1) | HRP20060012A2 (ru) |
| MX (1) | MXPA05010841A (ru) |
| NO (1) | NO20055140L (ru) |
| TW (1) | TW200502040A (ru) |
| UA (1) | UA80329C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004091789A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA200508575B (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100448542C (zh) * | 2004-10-29 | 2009-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢催化剂的预硫化方法 |
| FR2880823B1 (fr) * | 2005-01-20 | 2008-02-22 | Total France Sa | Catalyseur d'hydrotraitement, son procede de preparation et et son utilisation |
| FR2880822B1 (fr) * | 2005-01-20 | 2007-05-11 | Total France Sa | Catalyseur d'hydrotraitement, son procede de preparation et son utilisation |
| FR2936961B1 (fr) * | 2008-10-10 | 2011-05-06 | Eurecat Sa | Procede de regeneration de catalyseurs de traitement d'hydrocarbures. |
| FR2936962B1 (fr) * | 2008-10-10 | 2011-05-06 | Eurecat Sa | Procede de regeneration de catalyseurs de traitement d'hydrocarbures. |
| FR2949981B1 (fr) * | 2009-09-11 | 2012-10-12 | Eurecat Sa | Procede de sulfuration de catalyseurs de traitement d'hydrocarbures |
| EP2794092B1 (en) | 2011-12-23 | 2020-08-26 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Process for preparing hydrocracking catalyst |
| US20170009158A1 (en) * | 2014-02-25 | 2017-01-12 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for producing btx from a c5-c12 hydrocarbon mixture |
| FR3065887B1 (fr) * | 2017-05-04 | 2020-05-15 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'addition d'un compose organique a un solide poreux en phase gazeuse |
| CN112973714B (zh) * | 2021-03-24 | 2023-04-07 | 甘肃农业大学 | 一种制备环戊烯的催化剂及其制备方法和应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH04166233A (ja) * | 1990-10-29 | 1992-06-12 | Sumitomo Metal Mining Co Ltd | 水素化処理触媒の製造方法 |
| JPH05212292A (ja) * | 1992-02-05 | 1993-08-24 | Sumitomo Metal Mining Co Ltd | 炭化水素油の水素化処理触媒及びその製造方法 |
| EP0842701A1 (fr) * | 1996-11-13 | 1998-05-20 | Eurecat Europeenne De Retraitement De Catalyseurs | Procédé de présulfurisation hors site d'un catalyseur de traitement d'hydrocarbures |
| EP1046424A1 (fr) * | 1999-04-20 | 2000-10-25 | Atofina | Procédé de sulfuration de catalyseurs d'hydrotraitement |
-
2003
- 2003-04-07 FR FR0304261A patent/FR2853262B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-03-26 KR KR1020057019179A patent/KR101009311B1/ko not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-26 CN CNA2004800158560A patent/CN1802217A/zh active Pending
- 2004-03-26 CA CA2521867A patent/CA2521867C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-26 US US10/552,190 patent/US20070037695A1/en not_active Abandoned
- 2004-03-26 UA UAA200509436A patent/UA80329C2/uk unknown
- 2004-03-26 MX MXPA05010841A patent/MXPA05010841A/es active IP Right Grant
- 2004-03-26 HR HR20060012A patent/HRP20060012A2/xx not_active Application Discontinuation
- 2004-03-26 BR BRPI0409090-0A patent/BRPI0409090A/pt not_active Application Discontinuation
- 2004-03-26 EP EP04742372A patent/EP1620202A1/fr not_active Withdrawn
- 2004-03-26 WO PCT/FR2004/000768 patent/WO2004091789A1/fr not_active Ceased
- 2004-03-26 AU AU2004230289A patent/AU2004230289B2/en not_active Ceased
- 2004-03-26 JP JP2006505758A patent/JP2006521921A/ja active Pending
- 2004-03-26 EA EA200501440A patent/EA008593B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-04-06 AR ARP040101167A patent/AR043989A1/es active IP Right Grant
- 2004-04-06 TW TW093109521A patent/TW200502040A/zh unknown
-
2005
- 2005-10-07 CO CO05102564A patent/CO5640044A2/es not_active Application Discontinuation
- 2005-10-21 ZA ZA200508575A patent/ZA200508575B/en unknown
- 2005-11-02 NO NO20055140A patent/NO20055140L/no unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH04166233A (ja) * | 1990-10-29 | 1992-06-12 | Sumitomo Metal Mining Co Ltd | 水素化処理触媒の製造方法 |
| JPH05212292A (ja) * | 1992-02-05 | 1993-08-24 | Sumitomo Metal Mining Co Ltd | 炭化水素油の水素化処理触媒及びその製造方法 |
| EP0842701A1 (fr) * | 1996-11-13 | 1998-05-20 | Eurecat Europeenne De Retraitement De Catalyseurs | Procédé de présulfurisation hors site d'un catalyseur de traitement d'hydrocarbures |
| EP1046424A1 (fr) * | 1999-04-20 | 2000-10-25 | Atofina | Procédé de sulfuration de catalyseurs d'hydrotraitement |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| DATABASE WPI Section Ch, Week 199338 Derwent Publications Ltd., London, GB; Class E19, AN 1993-299049 XP002263365 & JP 05212292 A (SUMITOMO METAL MINING CO) 24 August 1993 (1993-08-24) abstract * |
| PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 016, no. 466 (C-0989), 28 September 1992 (1992-09-28) & JP 04166233 A (SUMITOMO METAL MINING CO LTD.), 12 June 1992 (1992-06-12) abstract * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MXPA05010841A (es) | 2006-03-09 |
| FR2853262A1 (fr) | 2004-10-08 |
| US20070037695A1 (en) | 2007-02-15 |
| ZA200508575B (en) | 2007-04-25 |
| WO2004091789A8 (fr) | 2004-12-09 |
| JP2006521921A (ja) | 2006-09-28 |
| AU2004230289B2 (en) | 2010-03-04 |
| BRPI0409090A (pt) | 2006-04-11 |
| CA2521867A1 (fr) | 2004-10-28 |
| UA80329C2 (en) | 2007-09-10 |
| CO5640044A2 (es) | 2006-05-31 |
| FR2853262B1 (fr) | 2006-07-07 |
| CA2521867C (fr) | 2011-06-07 |
| NO20055140L (no) | 2005-11-02 |
| AU2004230289A1 (en) | 2004-10-28 |
| KR20050121714A (ko) | 2005-12-27 |
| AR043989A1 (es) | 2005-08-17 |
| CN1802217A (zh) | 2006-07-12 |
| TW200502040A (en) | 2005-01-16 |
| WO2004091789A1 (fr) | 2004-10-28 |
| HRP20060012A2 (en) | 2006-11-30 |
| EA200501440A1 (ru) | 2006-04-28 |
| KR101009311B1 (ko) | 2011-01-18 |
| EP1620202A1 (fr) | 2006-02-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6573698B2 (ja) | 水素化処理装置または水素化転化装置の始動方法 | |
| US2880171A (en) | Hydrodesulfurization of hydrocarbons with catalyst composed of molybdenum and two members of the iron group metals | |
| KR0183394B1 (ko) | 디젤 비점-범위 탄화수소 공급원료 내 방향족 탄화수소 및 황-함유 탄화수소의 수소화 방법 | |
| US8431510B2 (en) | Composition useful in the catalytic hydroprocessing of hydrocarbon feedstocks, a method of making such catalyst, and a process of using such catalyst | |
| US5200060A (en) | Hydrotreating process using carbides and nitrides of group VIB metals | |
| CA2912544C (en) | A hydroprocessing catalyst composition containing a heterocyclic polar compound, a method of making such a catalyst, and a process of using such catalyst | |
| EP2835412A1 (en) | Hydrotreating process | |
| JP2004230383A (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 | |
| EA008593B1 (ru) | Способ обработки катализаторов гидроочистки ортофталатом и способ сульфидирования с его использованием | |
| US5008003A (en) | Start-up of a hydrorefining process | |
| CN102358845A (zh) | 在一种含有viii族和钨的催化剂存在下对含有含硫化合物和烯烃的馏分进行加氢脱硫的方法 | |
| US5507940A (en) | Hydrodenitrification catalyst and process | |
| WO2021001474A1 (en) | Gas phase sulfidation of hydrotreating and hydrocracking catalysts | |
| US4769129A (en) | Method for hydroprocessing hydrocarbon-based charges | |
| RU2610869C2 (ru) | Катализатор гидропереработки и способы получения и применения такого катализатора | |
| EP0725680A1 (en) | Hydrotreating catalyst and process | |
| KR20030080228A (ko) | 수소처리 촉매의 황화 방법 | |
| CN106268974B (zh) | 一种加氢催化剂的活化方法及其应用 | |
| CN116020479B (zh) | 一种催化剂的级配方法 | |
| JP5218422B2 (ja) | 水素化処理触媒用硫化剤ならびに現場および現場外での予備硫化のための該硫化剤の使用 | |
| WO2012156294A1 (en) | Hydrotreating catalyst comprising a group viii and/or group vib metal silicide compound | |
| CN118139694A (zh) | 加氢催化剂的级配系统和应用以及加氢催化剂的级配方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ BY KZ RU |