SU490295A3 - Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь - Google Patents
Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырьInfo
- Publication number
- SU490295A3 SU490295A3 SU1920833A SU1920833A SU490295A3 SU 490295 A3 SU490295 A3 SU 490295A3 SU 1920833 A SU1920833 A SU 1920833A SU 1920833 A SU1920833 A SU 1920833A SU 490295 A3 SU490295 A3 SU 490295A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- hydrogen
- reaction zone
- temperature
- sulfur
- phase
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 18
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 30
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 19
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 15
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 15
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 10
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 7
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 2
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 oxide Chemical class 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 238000003837 high-temperature calcination Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003127 knee Anatomy 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001537 neural effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 1
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 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
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/22—Separation of effluents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
заиы с необходимостью осуществлени конверсии кубового остатка из сырых мефтей. Повышенное требование к мазуту сделано необходимым 100%-иое использование сырой нефти.
В соответствии с предлагаемым комбииированным процессом с номощью обессериваии сырых нефтей, атмосферных гудроновых нродуктов , вакуумных гудроновых иродуктов, т желого каталитического сырь , мазута, отбеизинеииых нефтей, т желых углеводородных продуктов, выделенных из битумных песков и т. п., получают малосернисные мазуты, сырые нефти и более т желые углеводородные фракции и (или) дистилл ты, причем исходное сырье содержит азотистые и сернистые соединени в чрезмерно больших количествах (от 2,5 до 6,0 вес. %, в пересчете на элементарную серу). Кроме того, в этих т желых углеводородных фракци х содержатс органометаллические соединени , включающие никель и ваиадий в виде иорфиринов, и высокомолекул рный асфальтовый материал. Таким сырьем вл ютс вакуумный гудрон плотностью 1,0209 и содержащий 4,05 вес. % серы и 23,7 вес. % асфальтенов: отбензиненна средневосточна сыра нефть плотностью 1,9930 и содержаща 10,1 вес. % асфальтенов и 5,20 вес. % серы; вакуумный остаток плотностью около 1,0086 и содержащий 3,0 вес. % серы, 0,43 вес. % азота с температурой 20% выкипани около 567°С. Использование процесса, предусмотренного изобретением , обеспечивает максимальный выход малосернистого мазута из этого т желого углеводородного сырь .
На чертеже дана схема процесса получени мазута, сод,ержащего менее 1,5 вес. % серы , из смазочного мазута.
Процесс гидроочистки состоит из взаимодействи сырь водорода в первой каталитической реакционной зоне при услови х обессериванп , выбранных дл превращени сернистых соединений в сероводород и углеводороды; разделени полученного вытекающего потока первой реакционной зоны в первой сепарационпой зоне с получением первичной, в основном, паровой фазы и первичной, в основном , жидкой фазы; выделени из первичной паровой фазы сероводорода и взаимодействи по меньшей мере части указанной жидкой фазы с полученной, практически свободной от сероводорода, паровой фазой во второй каталитической реакционной зоне в услови х обессеривани , выбранных дл превращени дополнительных сернистых соединений в сероводород и углеводороды; разделени полученного выход щего потока из второй реакционной зоны во второй сепарационной зоне с получением вторичной паровой фазы и вторичной жидкой фазы; возврат по мепьщей мере части вторичпой паровой фазы в первую реакционную зону дл взаимодействи с сырьем и выделени мазута из вторичной жидкой фазы.
Варианты схемы изобретени заключаютс в различных технологических приемах и изменени катализаторных смесей дл нрименени в каталитической реакционной зоне с 5 неподвижным слоем. Например, в одной такой схеме первична парова фаза раздел етс в третьей сепарационной зоне с получением третичной паровой и третичной жидкой фазы. В другой такой схеме часть тре1ИЧИОЙ жидкой соедин етс с нервичпой паровой фазой до вывода из нее сероводорода. Изобретение использует две катализаторных реакционных системы с неподвижным слоем в сочетании с группой сепарационных уст15 ройств, которые обеспечивают более эффективное использование водорода в ходе всего процесса. Така реакционна система может состо ть из одного или нескольких реакторов , снабженных достаточным количество вом теплообменников между ними. Комбинированный процесс осуществл етс благодар начальной реакции сырь с относительно неочищенным водородным потоком в первой сенарационпой зоне. В действительности в первой реакционной зоне обеспечиваетс относительно легкое обессеривание низкокип щих сернистых соединений. Вытекающий продукт раздел етс при тех же температурах и давлении с получением высококин 0 щей обычно жидкой фазы, котора реагирует во второй реакционной системе с относительно чистой водородной фазой. Рабочие услови в обеих реакционных системах представл ют собой: давление 14,06-210,9 кг/см, 5 циркул цию водорода 89,05-5346 , часовую объемную скорость подачи сырь от 0,25 до 2,50 и максимальную температуру сло катализатора в пределах 315,6-482,2°С. Дл облегчени прохождени продукта вто0 ра реакционна зона поддерживаетс под избыточным давлением (по меньшей мере 1,75 кгс/см) больще, чем в первой реакционной зоне. Максимальна температура катализаторного сло в ней на 5,5°С выше, чем в 5 первой реакционной зоне.
Преимущества нредлагаемого процесса многочисленны. Однако основным среди них вл етс значительное понижение максимальной температуры катализаторного сло дл 0 достижени желаемой степени обессеривани . Таким образом, в то врем как максимальна температура сло катализатора может быть в пределах 315,6-482,2°С, нередко провод т комбинированный процесс при максимальных температурах сло катализатора ниже 454,4°С. Кроме того, комбинированный процесс допускает использование неочищенного водородного потока дл обеспечени обессеривани низкокин щих сернистых соединений в исходной реакционной зоне. Другое преимущество св зано с увеличением эффективного срока службы катализатора, используемого в обеих реакционных зонах. Катализаторные смеси могут быть идентичны в обеих зонах контактировани . Катализаторные смеси содержат металлические элементы, выбранные из металлов групп VI и VIII периодической системы, а также их соедипени . Таким образом подход щие металлические элементы выбраны из группы, состо щей из хрома, молибдена, вольфрама, железа, рутени , осми , кобальта, роди , ириди , никел , паллади и платины. Кроме того , последние исследовани показали, что каталитические составы, примен емые, в частности , дл конверсии сырь с очень высоким содержанием серы, улучшаютс благодар введениюв них иинка и (или) висмута. Компонент подразумевает наличие металла как соединени , такого как окисел, сульфид и т. п., или металла в элементарном состо нии. Несмотр на это, концентрации металлических соединений подсчитаны, исход из того, что металл иаходитс в смеси в элементарном состо нии.
Поскольку сырье дл процесса имеет высококип щую природу, желательно, чтобы каталитически активные компоненты обладали склонностью к гидрокрекингу ограниченно, в то же врем они ускор ют конверсию сернистых соединений в сероводород и углеводороды . Концентраци каталитически активного металлического компонента или компонентов зависит от самого металла, так же как от физических и (или) химических свойств сырь . Например, металлические компоненты группы VI обычно присутствуют в количестве 4,0-30 вес. %, металлы группы железа в количестве 0,2-Ю вес. %, благородпые металлы из группы VIII предпочтительно 0,1-5,0 вес. %. При применении компонента цинка и (или) висмута, благородные металлы обычно присутствуют в количестве 0,01-2,0 вес. %.
Пористый материал - носитель, с которым св заны каталитически активный металлический компонент или компоненты, содержит тугоплавкий неорганический окисел, предпочтительно окись алюмини , или окись алюмини в сочетании с 10-90 вес. % кремнезема. При переработке т желого сырь , содержащего значительное количество углеводородов, имеющих нормальные точки кипени выше 510°С, - может быть приемлемо использование носител , содержащего кристаллический алюмосиликат или цеолитовое молекул рное сито. В большинстве случаев такой носитель будет примен тьс при переработке частично обессеренного сырь во второй реакционной зоне. Подход щий цеолитовый материал включает морденит, фожазит, молекул рные сита типа А или У и т. п. Их можно примен ть в исключительно чистом состо нии. Однако цеолитовый материал может быть включен внутри аморфной матрицы, такой кпк кремнезем, окись алюмини и смеси окиси алюмини и кремиезема. Каталитические смеси могут включать галогеновый компонент из группы, включающий фтор, хлор, йод, бром
и их смеси. Галогеновый компонент будет смешан с носителем таким образом, чтобы в готовой каталитической crxiecH содержание галогенового компонента составл ло 0,1 - 2,0 вес. %.
Металлические компоненты могут быть введены в катализатор любым по.хход щим образом, включа соосаждение или сожелатинизацию с материалом-носителем, ионообмен или импрегнирование материала-носител , или в процессе совместиого экструдировани . После ввода металлических компонентов материал-носитель высушивают и подвергают высокотемпературному прокаливанию или
окислению при 398,9-704,4°С. При использовании внутри материала-носител кристаллического алюмосиликата верхний предел обработки прокаливанием составл ет иредиочтительно 537,8°С.
Рабочие усили каталитических реакционных зон выбираютс с целью обесиечеии конверсии сернистых соединений до сероводорода и углеводородов. Рабочие услови , создаваемые во второй реакционной зоне, часто
ведут к большей жесткости режима, хот така технологи и необходима. Различие в рабочих уровн х жесткости между двум реакционными зонами может быть достигнуто благодар регулированию давлени , максимальной температуры катализаторного сло и переменной часовой объемной скорости жидкости. Более жесткие услови внутри второй реакционной зоны обычно протекают при повышенном давлении, иовыщенной максимальной температуре катализаторного сло и несколько пониженной часовой объемной скорости жидкости или при некоторой комбинации этих факторов. Подход щие пределы дл различных рабочпх переменных величин в основном одинаковы дл обеих реакционных снстем. Таким образом , давление лежит в пределах 14,06 - 210,93 кг/см. концентраци водорода около 89,05-5346 , максимальна темиература катализаторного сло в пределах 315,56-482,2°С, часова объемна скорость подачи жидкости 0,25-2,50. Протекающие реакции имеют в основном экзотермическую природу, в обеих реакционных зонах будет
подтверждено возрастание температурного градиента, так как участвующие в реакции вещества пересекают слой катализатора. Предпочтительный рабочий режим требует, чтобы повышенный температурный градиент
был ограничен максимум 37,7°С, дл регулировани температурного градиента используют охлаждающие потоки, жидкие либо газообразные , вводимые в одно или несколько промежуточных мест сло катализатора. Например , если давление на входе в иервый реактор около 161,7 кгс/см, а температура около 371,1°С, в первой реакциониой зоне будет поддерживатьс по cyniecTBy то же давление и температура (равное 154,68 кгс/см) и часть
первой, в основном napoBoii фазы ввод т во вторую реакционную зону, дава возможность удалению из нее сероводорода, в то врем как часть (в данном случае кратна часть первой), в основном жидкой фазы подвергают циркул ции вместе со свежим сырьем. Пример. Схема нромышленной установки , предназначенной дл получени максимальных количеств мазута, содержащего менее 1,0 вес. % серы, из остаточного сырь , плотность которого равна 0,9574. Другие свойства сырь включают содержание серы 4,0 вес. %, 0,006 вес. % ванади и никел , 2,4 вес. % материала, нерастворимого в гептане , углеродный фактор Конрадсона 8,2 и 65,0%, точка кинени соответствует температуре 565,6°С. Сырье ввод т в процесс по трубопроводу 1 в количестве около 740,35 моль/час. Это сырье смешивают с гор чей (365,6°С) циркул ционной газообразной фазой из трубопровода 2, при этом в последней содержитс около 76,0 об. % водорода. Смесь нродолжает идти по трубопроводу 2 и поступает из него в реактор 3 с температурой 344,2°С и давлением 189 кгс/см. В реакторе 3 содержитс каталитическа смесь, состо ща из 2,0 вес. % никел и 16 вес. % молибдена вместе с аморфным материалом-носителем , состо щим на 88,0 вес. % из окиси алюмини и 12,0 вес. % из кремнезема, при этом часова объемна скорость подачи Жидкости составл ет около 1,0. Поток, выход щий из реактора 3, откачивают по трубопроводу 4 с температурой 365,6°С и давлением 151 кгс/см и направл ют в гор чий сепаратор 5 при одинаковых температуре и давлении . Зона гор чей сепарации 5 служит дл создани жидкой фазы в трубопроводе 6 и паровой фазы в трубопроводе 7. Фракционный состав продукта, выход щего из первой реакционной зоны (трубопровод 4), жидкой фазы гор чего сепаратора (трубопровод 6) и паровой фазы гор чего сепаратора (трубопровод 7) представлены в табл. 1. Парова фаза в трубопроводе 7 смещиваетс с 1420,00 моль/час циркулирующего потока холодной отогнанной жидкости, источник которой описан ниже. Смесь отвод т по трубопроводу 7 и ввод т в холодный сепаратор 8 под давлением 147,6 кгс/см при температуре 59,7°С. Содержащую больщое количество водорода паровую фазу отбирают из холодного сепаратора по трубопроводу 9 и вывод т по нему в сборник сероводорода 10. По существу жидкую фазу вывод т по трубопроводу 11 и нанравл ют по нему в холодный отпарной сепаратор 12 при той же температуре . Зона холодной отпарки работаетпри давлении около 140,6 кг/1см и температуре 57°С дл создани выт жного газового потока в трубопроводе 13 и потока жидкой фазы в трубопроводе 14, часть которого возвращают дл смешени с паровой фазой в трубопровод 7, образу тем самым обогащенный водородом поток, Фракционный состав обогаТ а б л II ц а I енного водородом потока в трубопроводе 9, т жного газового потока в трубопроводе и жидкого продукта в трубопроводе 14, правл емого на стабилизацию дл восставлени продукта, представлены в табл. 2. Т а б л II ц а 2 Компоне 1ты, .моль/час, в трубопроводе Промывной вод ной поток ввод т в проесс по трубопроводу 15. Эту воду вывод т з процесса через погружное колено в холодом сепараторе. Система удалени из сборника сероводороа 10 увеличивает концентрацию водорода в иркул ционном газе в трубопроводе 16 до 5,9%. Дл компенсации этого расхода в обем процессе, как и потерь раствора, по труопроводу 17 ввод т свежи водород. Обоащенную водородом фазу смешивают с жидой фазой в трубопроводе 6, к которому дополнительно ввод т 809,72 моль/час воды по трубопроводу 15, полученную смесь направл ют по трубопроводу 16 во вторую реакцпонную зону 18 под давлением 165,2 кгс/см при 360,5°С. В реакционной зоне 18 содержитс катализаторна смесь 1,8 вес. % ннкел и 16,0 вес. % молибдена в смеси с материалом-носителем (63,0 вес. % окиси алюмини и 37,0 вес. % кремнезема). При этом часова объемна скорость жидкости составл ет около 1,5. Продукт, выход щий из реакционной зоны 18 вывод т по трубопроводу 19 и направл ют в гор чий сепаратор 20 с давлением около 158,3 кгс/см2 при температуре 365,6°С. Паровую фазу вывод т по трубопроводу 2 и возвращают дл смешени с сырьем в трубопроводе 1. Обычно жидкую фазу вывод т через трубопровод 21 и объедин ют с жидкой фазой в трубопроводе 14, продукт смешени которых направл ют в блок сепарации дл получени желаемого мазута. Фракционный состав продуктов, поступающих в реактор 18 (трубопровод 16) и выход щих из него продуктов (трубопровод 19) представлены в табл. 3.
Таблица 3
Т а б л 11 ц а 4
10
20
Т а б л 1
Сепараци , осуществл ема в гор чем сепараторе 20, иллюстрируетс табл. 4.
Общее распределение продукта и выход компонентов представлены в табл. 5. Сюда вход т продукт, выводимый в систему удалени сероводорода 10, выт жной газовый поток в трубопроводе 13 и жидкий продукт, выход щий по трубопроводам 14 и 21.
Нефт на фракци гептан 190°С имеет плотность 0,8473, содержит менее 0,05 вес. % серы; газойлева фракци с пределом кипени , имеет плотность 0,8473 и содержит менее 0,1 вес . % серы; весь мазут, кип щий при температуре около 343,3°С, имеет плотность 0,9248 .и содержит:меле.е
0,3 вес. % сеоы;
Предмет изобретени
Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь путем двух последовательных стадий контактировани с катализатором , представл ющим собой композицию, содержащую металлы VI и VIII групп периодической системы элементов на огнеупорном носителе, включающий первую стадию контактировани исходного сырь с катализатором , осуществл емую в присутствии циркулирующего со второй стадии водородсодержащего газа, разделение продуктов первой стадии на первую паровую и первую жидкую фазы, выделение сероводорода из первой паровой фазы, контактирование всей или части жидкой фазы на второй стадии, разделение
продуктов второй стадии на жидкую и паровую фазы, отличающийс тем, что, с целью упрощени технологии процесса, паровую фазу, выделениую из продуктов второй стадии, ввод т на первую стадию контактировани .
.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US25278772A | 1972-05-12 | 1972-05-12 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU490295A3 true SU490295A3 (ru) | 1975-10-30 |
Family
ID=22957547
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU1920833A SU490295A3 (ru) | 1972-05-12 | 1973-05-11 | Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь |
Country Status (21)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS536643B2 (ru) |
| AR (1) | AR230292A1 (ru) |
| AU (1) | AU475817B2 (ru) |
| BR (1) | BR7303460D0 (ru) |
| CA (1) | CA1008007A (ru) |
| CS (1) | CS178886B2 (ru) |
| DK (1) | DK145349C (ru) |
| ES (1) | ES414199A1 (ru) |
| FI (1) | FI59262C (ru) |
| FR (1) | FR2184684B1 (ru) |
| GB (1) | GB1420248A (ru) |
| HU (1) | HU169802B (ru) |
| IL (1) | IL42096A (ru) |
| IN (1) | IN140155B (ru) |
| NL (1) | NL173657C (ru) |
| PH (1) | PH10317A (ru) |
| PL (1) | PL89221B1 (ru) |
| RO (1) | RO74154A (ru) |
| SE (1) | SE395468B (ru) |
| SU (1) | SU490295A3 (ru) |
| ZA (1) | ZA732760B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509798C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2014-03-20 | Ифп | Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0128250A1 (en) * | 1983-06-08 | 1984-12-19 | Mobil Oil Corporation | Catalytic dewaxing process |
| JPH01294796A (ja) * | 1988-05-23 | 1989-11-28 | Agency Of Ind Science & Technol | 化石燃料油の多段式水素化分解方法 |
| JPH0391591A (ja) * | 1989-09-05 | 1991-04-17 | Cosmo Oil Co Ltd | 重質炭化水素油の水素化処理方法 |
| JPH06299168A (ja) * | 1993-02-15 | 1994-10-25 | Shell Internatl Res Maatschappij Bv | 水素化処理法 |
| AU3878395A (en) * | 1994-11-25 | 1996-06-26 | Kvaerner Process Technology Ltd. | Multi-step hydrodesulfurization process |
| RU2700077C1 (ru) * | 2018-05-30 | 2019-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки нефти от сероводорода и установка для его реализации |
| CN116445185B (zh) * | 2022-01-06 | 2025-05-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种柴油深度脱硫的方法 |
-
1973
- 1973-04-18 CA CA169,059A patent/CA1008007A/en not_active Expired
- 1973-04-24 ZA ZA732760A patent/ZA732760B/xx unknown
- 1973-04-25 IL IL42096A patent/IL42096A/xx unknown
- 1973-04-26 IN IN975/CAL/73A patent/IN140155B/en unknown
- 1973-04-28 ES ES414199A patent/ES414199A1/es not_active Expired
- 1973-04-30 AU AU54966/73A patent/AU475817B2/en not_active Expired
- 1973-05-07 NL NLAANVRAGE7306335,A patent/NL173657C/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-05-08 AR AR247909A patent/AR230292A1/es active
- 1973-05-09 FI FI1483/73A patent/FI59262C/fi active
- 1973-05-09 JP JP5083073A patent/JPS536643B2/ja not_active Expired
- 1973-05-10 PL PL1973162457A patent/PL89221B1/pl unknown
- 1973-05-10 FR FR7316944A patent/FR2184684B1/fr not_active Expired
- 1973-05-10 HU HUUI204A patent/HU169802B/hu unknown
- 1973-05-11 SU SU1920833A patent/SU490295A3/ru active
- 1973-05-11 GB GB2249373A patent/GB1420248A/en not_active Expired
- 1973-05-11 SE SE7306688A patent/SE395468B/xx unknown
- 1973-05-11 BR BR3460/73A patent/BR7303460D0/pt unknown
- 1973-05-11 DK DK262673A patent/DK145349C/da not_active IP Right Cessation
- 1973-05-11 CS CS7300003381A patent/CS178886B2/cs unknown
- 1973-05-11 PH PH14618A patent/PH10317A/en unknown
- 1973-05-11 RO RO7374750A patent/RO74154A/ro unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509798C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2014-03-20 | Ифп | Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| IL42096A (en) | 1975-11-25 |
| FI59262B (fi) | 1981-03-31 |
| RO74154A (ro) | 1981-03-30 |
| AR230292A1 (es) | 1984-03-01 |
| BR7303460D0 (pt) | 1974-07-18 |
| JPS4961204A (ru) | 1974-06-13 |
| FR2184684A1 (ru) | 1973-12-28 |
| FI59262C (fi) | 1981-07-10 |
| AU5496673A (en) | 1974-10-31 |
| CS178886B2 (en) | 1977-10-31 |
| CA1008007A (en) | 1977-04-05 |
| FR2184684B1 (ru) | 1978-03-17 |
| IL42096A0 (en) | 1973-06-29 |
| NL7306335A (ru) | 1973-11-14 |
| HU169802B (ru) | 1977-02-28 |
| AU475817B2 (en) | 1976-09-02 |
| NL173657B (nl) | 1983-09-16 |
| DE2323146B2 (de) | 1977-03-17 |
| DK145349C (da) | 1983-05-16 |
| ES414199A1 (es) | 1976-02-01 |
| DE2323146A1 (de) | 1973-11-22 |
| PH10317A (en) | 1976-11-25 |
| SE395468B (sv) | 1977-08-15 |
| PL89221B1 (ru) | 1976-11-30 |
| IN140155B (ru) | 1976-09-18 |
| DK145349B (da) | 1982-11-01 |
| GB1420248A (en) | 1976-01-07 |
| NL173657C (nl) | 1984-02-16 |
| JPS536643B2 (ru) | 1978-03-10 |
| ZA732760B (en) | 1974-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1092786A (en) | Method for increasing the purity of hydrogen recycle gas | |
| US6017443A (en) | Hydroprocessing process having staged reaction zones | |
| KR100983817B1 (ko) | 방향성 화합물의 포화가 개선된 디젤을 최대화하는수소첨가분해 방법 | |
| US4130476A (en) | Separation and use of a gaseous stripping media in a hydrotreating process | |
| US3717571A (en) | Hydrogen purification and recycle in hydrogenating heavy mineral oils | |
| CS213304B2 (en) | Method of making the hydrocarbon fraction of predetermined end of the distillation interval | |
| US3732155A (en) | Two-stage hydrodesulfurization process with hydrogen addition in the first stage | |
| US20100032347A1 (en) | Gas-phase hydrotreating of middle-distillates hydrocarbon feedstocks | |
| US1932174A (en) | Production of valuable hydrocarbons | |
| WO2020232455A1 (en) | Direct oxidation of hydrogen sulfide in a hydroprocessing recycle gas stream with hydrogen purification | |
| SU490295A3 (ru) | Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь | |
| JPH0513882B2 (ru) | ||
| US3472759A (en) | Process for removal of sulfur and metals from petroleum materials | |
| US20020074262A1 (en) | Two stage diesel fuel hydrotreating and stripping in a single reaction vessel | |
| JPS5922756B2 (ja) | 窒素化合物によつて汚染された石油炭化水素の水素化クラツキング方法 | |
| RU2592286C2 (ru) | Способ производства олефинов и бензина с низким содержанием бензола | |
| US3011971A (en) | Hydrodesulfurizing dissimilar hydrocarbons | |
| US3310592A (en) | Process for producing high purity benzene | |
| US3691059A (en) | Hydrogen-cascade process for hydrocarbon conversion | |
| US5985135A (en) | Staged upflow and downflow hydroprocessing with noncatalytic removal of upflow stage vapor impurities | |
| US3551323A (en) | Black oil conversion for maximum gasoline production | |
| US4162961A (en) | Cycle oil conversion process | |
| JP4443052B2 (ja) | 第1段蒸気流出物からの非接触的不純物除去を伴う多段アップフロー水素処理 | |
| JPS6041113B2 (ja) | 炭化水素の変換法 | |
| US2910433A (en) | Oil refining with hydrogen |