RU2565594C2 - Реакционная система и получаемые в ней продукты - Google Patents
Реакционная система и получаемые в ней продукты Download PDFInfo
- Publication number
- RU2565594C2 RU2565594C2 RU2013117739/04A RU2013117739A RU2565594C2 RU 2565594 C2 RU2565594 C2 RU 2565594C2 RU 2013117739/04 A RU2013117739/04 A RU 2013117739/04A RU 2013117739 A RU2013117739 A RU 2013117739A RU 2565594 C2 RU2565594 C2 RU 2565594C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxidized
- caustic
- heteroatoms
- hydrocarbon
- heteroatom
- Prior art date
Links
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims abstract description 83
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 82
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 81
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims abstract description 73
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 66
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 45
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 229910001853 inorganic hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 claims abstract 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 53
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 48
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 48
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 28
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 17
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M caesium hydroxide Chemical compound [OH-].[Cs+] HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- CPRMKOQKXYSDML-UHFFFAOYSA-M rubidium hydroxide Chemical compound [OH-].[Rb+] CPRMKOQKXYSDML-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 6
- -1 pinacon Chemical compound 0.000 claims description 6
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910005139 FrOH Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910018068 Li 2 O Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052730 francium Inorganic materials 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
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000000454 talc Substances 0.000 claims description 4
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 claims description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-VKHMYHEASA-N (+)-propylene glycol Chemical compound C[C@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-VKHMYHEASA-N 0.000 claims description 3
- 125000006702 (C1-C18) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 1,3-propanediol Substances OCCCO YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 229920000166 polytrimethylene carbonate Polymers 0.000 claims description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 claims 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 66
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 41
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 40
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N diphenyl Chemical class C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- LLEMOWNGBBNAJR-UHFFFAOYSA-N biphenyl-2-ol Chemical compound OC1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 LLEMOWNGBBNAJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- IKJFYINYNJYDTA-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene sulfone Chemical compound C1=CC=C2S(=O)(=O)C3=CC=CC=C3C2=C1 IKJFYINYNJYDTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 19
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 17
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 15
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 15
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 14
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 description 13
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 12
- TXCDCPKCNAJMEE-UHFFFAOYSA-N dibenzofuran Chemical compound C1=CC=C2C3=CC=CC=C3OC2=C1 TXCDCPKCNAJMEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 11
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 11
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 11
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000010292 orthophenyl phenol Nutrition 0.000 description 9
- 239000004306 orthophenyl phenol Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 7
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 7
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- NLWCWEGVNJVLAX-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-2-phenylbenzene Chemical group COC1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 NLWCWEGVNJVLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 5
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N Sodium methoxide Chemical compound [Na+].[O-]C WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004074 biphenyls Chemical class 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 4
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 238000005688 desulfonylation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- WVDDGKGOMKODPV-ZQBYOMGUSA-N phenyl(114C)methanol Chemical compound O[14CH2]C1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-ZQBYOMGUSA-N 0.000 description 3
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 238000004846 x-ray emission Methods 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 230000006104 desulfonylation Effects 0.000 description 2
- IYYZUPMFVPLQIF-ALWQSETLSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=CC=2[34S]C3=C(C=21)C=CC=C3 IYYZUPMFVPLQIF-ALWQSETLSA-N 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002816 nickel compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 2
- IVDFJHOHABJVEH-UHFFFAOYSA-N pinacol Chemical compound CC(C)(O)C(C)(C)O IVDFJHOHABJVEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenemolybdenum Chemical class [Mo]=S PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- VIGAGZWJPRGWLQ-UHFFFAOYSA-N 1-phenyl-2-phenylmethoxybenzene Chemical group C=1C=CC=CC=1COC1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 VIGAGZWJPRGWLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 1755-01-7 Chemical compound C1[C@H]2[C@@H]3CC=C[C@@H]3[C@@H]1C=C2 HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 0.000 description 1
- RIOSJKSGNLGONI-UHFFFAOYSA-N 2-phenylbenzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 RIOSJKSGNLGONI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010067484 Adverse reaction Diseases 0.000 description 1
- JQIVALLAAFRKFT-UHFFFAOYSA-N C1=CC=CC=2OC3=C(C21)C=CC=C3.C3(=CC=CC=C3)C3=CC=CC=C3.C3(=CC=CC=C3)C3=C(C=CC=C3)O.COC3=C(C=CC=C3)C3=CC=CC=C3 Chemical compound C1=CC=CC=2OC3=C(C21)C=CC=C3.C3(=CC=CC=C3)C3=CC=CC=C3.C3(=CC=CC=C3)C3=C(C=CC=C3)O.COC3=C(C=CC=C3)C3=CC=CC=C3 JQIVALLAAFRKFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 230000006838 adverse reaction Effects 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000007806 chemical reaction intermediate Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000002328 demineralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- AQEFLFZSWDEAIP-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl ether Chemical compound CC(C)(C)OC(C)(C)C AQEFLFZSWDEAIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000003438 effect on compound Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000374 eutectic mixture Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005352 hydroxybiphenyls Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000003375 sulfoxide group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus hexaoxide Chemical compound O1P(O2)OP3OP1OP2O3 VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/073—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with solid alkaline material
-
- 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/067—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with molten alkaline material
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
-
- 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/16—Metal oxides
-
- 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
- C10G29/22—Organic compounds not containing metal atoms containing oxygen as the only hetero atom
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/12—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one alkaline treatment step
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/14—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one oxidation step
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
- B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/60—Inorganic bases or salts
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/60—Inorganic bases or salts
- B01D2251/604—Hydroxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/50—Sulfur oxides
- B01D53/501—Sulfur oxides by treating the gases with a solution or a suspension of an alkali or earth-alkali or ammonium compound
- B01D53/504—Sulfur oxides by treating the gases with a solution or a suspension of an alkali or earth-alkali or ammonium compound characterised by a specific device
-
- 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
- B01J23/02—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the alkali- or alkaline earth metals or beryllium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
- C10G2300/203—Naphthenic acids, TAN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/30—Aromatics
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
Abstract
Описаны реакционная система и способы удаления гетероатомов из окисленных, содержащих гетероатомы углеводородных фракций, и получаемые посредством этого продукты. В реакционной системе в реакцию вступает окисленный, содержащий гетероатомы исходный углеводородный продукт, поток едкого вещества и активатора селективности, где едкое вещество представляет собой неорганический оксид элементов из групп IA и IIA, неорганический гидроксид элементов из групп IA и IIA, их смеси или их расплавленные смеси, а активатор селективности представляет собой спирт, полиол или их смесь, образуя посредством этого неионные углеводородные продукты. Изобретение также касается вариантов реакционного способа и реакционной системы снижения содержания гетероатомов. Технический результат - удаление гетероатомов из окисленной углеводородной фракции. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 22 пр.
Description
Предшествующий уровень техники
Настоящее описание направлено на системы и способы обработки сырой нефти, промежуточных фракций нефтеперерабатывающего завода и продуктов нефтеперерабатывающего завода в основном для снижения содержания нежелательных гетероатомов, особенно серы, азота, никеля, ванадия, железа, и уменьшения общего кислотного числа и на создание утилизирующего таким образом оборудования, которое имеет относительно низкое капиталовложение и является экономичным в эксплуатации.
Описаны системы и способы удаления окисленных примесей, содержащих гетероатомы, включающие, но не ограничивающиеся серой, азотом, никелем, ванадием, железом, и уменьшения общего кислотного числа жидких углеводородных сырьевых фракций. Под действием окислительных условий на жидкую углеводородную фракцию, с окислением посредством этого по меньшей мере части соединений, содержащих гетероатомы (например, с окислением дибензотиофенов до сульфонов), окисленные соединения, содержащие гетероатомы, реагируют с едким веществом (например, гидроксидом натрия, гидроксидом калия, их эвтектическими смесями и т.д.) и активатором селективности с образованием углеводородных продуктов со значительно более низким содержанием гетероатомов.
В промышленности, как хорошо известно, в сырой нефти содержатся гетероатомы, такие как сера, азот, никель, ванадий, и кислые обогащенные кислородом соединения в количествах, которые отрицательно влияют на переработку фракций сырой нефти. Легкая нефть или конденсаты содержат гетероатомы в концентрациях до 0,001 масс.%. В отличие от этого тяжелая нефть содержит гетероатомы вплоть до 5-7 масс.%. Содержание гетероатомов в сырой неочищенной нефти возрастает с увеличением точки кипения, и содержание гетероатомов возрастает со снижением плотности сырой нефти в градусах АНИ (Американского нефтяного института). Эти примеси нужно удалять в течение нефтепереработки для удовлетворения требованиям норм природоохранного законодательства по спецификации готовых продуктов (например, бензина, дизельного топлива, нефтяного топлива) и для предотвращения загрязняющими примесями снижения каталитической активности, селективности и продолжительности жизни при первичной нефтепереработке. Загрязняющие примеси, такие как сера, азот, следовые металлы и общее кислотное число (ОКЧ) во фракциях сырой нефти, отрицательно влияют на данные процессы последующей обработки сырой нефти и другие, включая гидроочистку, гидрокрекинг и FCC (fluid catalytic cracker - флюид-каталитический крекинг), к примеру. Эти загрязняющие вещества находятся во фракциях сырой нефти в варьирующих структурах и концентрациях.
Общепризнано, что выброс оксидов серы при сжигании ископаемых видов топлива вызывает серьезную проблему загрязнения атмосферы. На самом деле при сжигании сера превращается в различные оксиды серы, которые могут превращаться в кислоты, таким образом, считают, что выбросы SOx способствуют образованию кислотного дождя и также снижению эффективности каталитических нейтрализаторов отработанных газов в автомобилях. Более того, считают, что соединения серы в конечном итоге повышают содержание твердых частиц в продуктах сгорания.
Было предложено множество способов удаления соединений серы или из топлива перед сжиганием или позднее из выбрасываемых газов. Большинство нефтеперерабатывающих заводов в качестве преобладающего способа удаления серы из углеводородных фракций использует гидродесульфуризацию (ГДС). ГДС остается рентабельным вариантом для легких фракций с уровнем содержания серы вплоть до примерно 2 масс.% элементарной серы. Но преимущества ГДС по отношению к окружающей среде нивелируются в случае очень тяжелых и кислых (>2% элементарной серы) фракций, так как потребляемая на реакцию энергия, высокие давления и количество водорода, необходимое для удаления серы, парадоксальным образом вызывают важную проблему выброса CO2.
Из-за этих спорных вопросов снижение содержания загрязняющих веществ и, в частности, содержания серы в углеводородных фракциях стала главной задачей законодательства об охране окружающей среды во всем мире. Рассматриваемые нормативы по содержанию серы в Соединенных Штатах для дизельного топлива для дорожной техники составят 15 млн-1 в дизельном топливе NRLM. К октябрю 2012 технические требования к содержанию серы в дизельном топливе для дорожной техники составят 15 млн-1 для дизельного топлива NRLM. В Европейском союзе предполагают, что технические требования ужесточатся до 10 млн-1 в январе 2011 для видов топлива, предназначенных для внутренних водных путей для дорожной и внедорожной техники, работающей на дизельном топливе. В Китае технические требования к дизельному топливу для дорожной техники составят 10 млн-1 к 2012. В настоящее время самые жесткие технические требования в мире в Японии, где технические требования для дизельного топлива для дорожной техники составляют 10 млн-1.
На нефтеперерабатывающих заводах для снижения содержания серы в углеводородных видах топлива обычно применяются каталитические способы гидродесульфуризации ("ГДС", называемая обычно "гидроочисткой"). При ГДС углеводородную фракцию, которую получают в результате перегонки нефти, обрабатывают в реакторе, который действует при температурах, изменяющихся в интервале от 575 до 750 градусов F (от примерно 300 до примерно 400 градусов C), при давлении водорода, которое изменяется в интервале от 430 до 14500 фунтов/кв. дюйм (от 3000 до 10000 кПа или от 30 до 100 атмосфер) и часовой объемной скорости, изменяющейся в интервале от 0,5 до 4 ч-1. Дибензотиофены в исходном продукте реагируют с водородом при контакте с катализатором, расположенном в неподвижном слое, который содержит сульфиды металлов из групп VI и VIII (например, сульфиды кобальта и молибдена или сульфиды никеля и молибдена), закрепленные на оксиде алюминия. Из-за условий работы и применения водорода эти способы могут быть дорогостоящими как с точки зрения капиталовложения, так и эксплуатационных издержек.
Как известно в настоящее время, ГДС или гидроочистка может предоставлять обработанный продукт в соответствии с текущими строгими показателями уровня серы. Однако, из-за наличия стерических ограничений в соединениях серы, плохо поддающихся переработке, таких как незамещенные и замещенные дибензотиофены, способ не лишен проблем. Например, особенно сложно удалять следы серы, используя такие каталитические способы, когда сера содержится в молекулах, таких как дибензотиофен с алкильными заместителями в позиции 4 или 4 и 6. Попытки полностью превратить эти соединения, которые являются более распространенными в более тяжелых видах исходного сырья, таких как дизельное топливо и нефтяное топливо, привели к повышенным расходам на оборудование, более частым обновлениям катализатора, ухудшению качества продукта благодаря побочным реакциям и продолжающейся неспособности удовлетворять самым жестким требованиям по отношению к некоторым видам сырья.
Это побудило многих искать безводородные альтернативные варианты десульфуризации, такие как оксидесульфуризация. Одна попытка при решении обсуждаемой выше проблемы, связанной с тиофенами, включает селективную десульфуризацию дибензотиофенов, содержащихся в углеводородной фракции, путем окисления дибензотиофенов в сульфон в присутствии окисляющего вещества возможно с последующим отделением соединений сульфонов от остальной части углеводородной фракции. Обнаружили, что окисление является полезным, так как окисленные соединения серы можно удалять, используя множество способов отделения, которые основаны на измененных химических свойствах, таких как растворимость, летучесть и реакционная способность соединений сульфонов. Один конкретный способ сульфоокисления и система описаны в международной публикации WO 2009/120238 A1, Litz et al., описание которой таким образом включено путем ссылки в той степени, которая не противоречит настоящему описанию.
Одна проблема, связанная с сульфоокислением, заключается в устранении сульфонов. Если сульфоны гидроочищают, они могут превращаться обратно в исходные соединения дибензотиофены, посредством этого возвращаясь к исходной проблеме. Содержание серы в исходном продукте может вероятно находиться в интервале от 0 масс.% до 10 масс.% серы. Сера, в среднем, содержит примерно 15 масс.% замещенных и незамещенных молекул дибензотиофена. Поэтому вплоть до 67 масс.% нефти может быть удалено в виде сульфонового экстракта. В течение обычной переработки нефти 40000 баррелей сырой нефти в день будет образовываться вплоть до 27000 баррелей сульфоновой нефти в день, чего, как считают, слишком много для того, чтобы традиционно избавляться в качестве отходов производства. Более того, удаление сульфоновой нефти также портит ценные углеводороды, которые теоретически могли бы быть повторно использованы, если бы был доступен эффективный способ.
Как установлено выше, основной проблемой, существующей для оксидесульфуризации, остается удаление SOx из сульфоновых и сульфоксидных групп, образующихся при окислении исходных органических соединений серы. Kocal et al., США, Патент №7790021 B2, описание которого, таким образом, включено путем ссылки в той степени, которая не противоречит настоящему описанию, высказывают идею о применении водной едкой фракции и едкой отработанной фракции для обработки сульфонов и сульфоксидных фракций с образованием замещенных бифенилов. Проблема, связанная с описанным способом, заключается в дорогостоящих дополнительных стадиях удаления замещенных бифениловых продуктов из водной едкой фракции и отсутствии селективности по отношению к незамещенным бифенилам, и отсутствии идеи о каком-либо воздействии на соединения, содержащие другие гетероатомы.
Аналогичная идея применения расплавленного едкого вещества для обработки сульфонов в окисленном угле описана Aida et al. (ссылка). Идея Aida относится к ионизируемым и неионизируемым бифенилам без выраженной селективности по отношению к образованию продукта. Далее Aida высказывает идею (публикация Tetrahedron Letters) о том, что при десульфонилировании с едкими алкоголят-ионами продолжается преимущественное образование углерод-кислородных связей, а еще независимое образование гидроксибифенилов, которых чрезвычайно перспективно отделять от едкой фракции, потому что они ионизируемые.
Garcia et al. (J. Mol Catalysis 2008) высказывают идею о реакции десульфонилирования, катализируемой соединениями никеля. Aida и Kocal et al. показали, что едкие вещества реагируют с сульфонами, но их способы не показывают селективности по отношению к незамещенным продуктам, и не была показана возможность удаления других гетероатомов. Garcia et al. показывают, что существует способ селективного создания незамещенных бифенилов из сульфонов, но им не удается это выполнять экономически эффективным способом, и они не показывают возможности удаления других гетероатомов. К сожалению, в способе для селективного образования незамещенных бифенильных продуктов используется дорогой стехиометрический реактив Гриньяра, и поэтому по экономическим причинам он является непригодным для обработки промышленного топлива.
Документы и ссылки, которые считаются релевантными для настоящего описания, следуют ниже:
Reaction of Dibenzothiophene Sulfone with Alkoxides Aida, Т.; Squires, T.G.; Venier, C.G. Tetrahedron Letters, (1983), 24(34) p 3543-3546.
Development of an efficient coal-desulfurization process: oxy-alkalinolysis Authors Aida, Т.; Venier, C.G.; Squires, T.G.
Publication Date1982 Sep 01 Technical Report Resource Conference: American Chemical Society symposium on coal liquefaction, pages 328-334 Kansas City, MO, USA, 1 Sep 1982 Ames Lab., IA (USA); Advanced Fuel Research, Inc., East Hartford, CT (USA).
Deoxydesulfurization of Sulfones Derived from Dibenzothiophene using Nickel Compounds, Authors: Alberto Oviedo, Jorge Torres-Nieto, Alma Arevalo, and Juventino J. Garcia. J. Mol. Catalysis A: Chemical, (2008) 293, p 65-71.
Давно известно, что в природе и в синтетических видах сырой нефти находят разные металлы (см. О. I. Miller et al., Anal. Chem., 24, 1728 [1952]).
Известно, что некоторые из этих примесей металлов являются вредными, когда присутствуют в видах исходного сырья для нефтепереработки, например крекинга, когда присутствуют в видах топлива для паровых котлов и турбин, и подобного применения.
Способ удаления ванадия и натрия из сырой нефти описан в Патенте США №2764525 (F.W. Porter et al), где в присутствии водорода нефть приводят в контакт с оксидом алюминия, содержащим незначительное количество оксида железа.
Способ обработки нефтяного масла, содержащего металлы в следовых количествах, описан в Патенте США №2910434 (Н.V.Hess, et al.), где нефть приводят в контакт с инертным насадочным материалом в присутствии газа водорода.
В патенте США №2987470 (M.Turken) описан способ деминерализации нефти путем ее приведения в контакт в кипящем слое с дисперсным контактным материалом, например бокситом, оксидом алюминия и тому подобное.
В патенте США №3819509 (R.Н.Walk et al.) содержащие металлы и серу загрязняющие примеси в остаточной нефти удаляют из нефти путем приведения нефти в контакт в присутствии катализатора десульфуризации и тщательно перемешанной смеси инертных твердых веществ деметаллизации.
В патенте США 3964995 (R.Н.Walk et al.) металлы удаляют из нефти, загрязненной серой и металлами, используя пористые твердые частицы оксида алюминия, активированные активатором, на основе оксидов группы Fe2O3, TiO2 и SiO2.
В патенте США 4192736 (Kluksdahl) металлы удаляют из нефти путем приведения в контакт с оксидом алюминия, содержащим активатор на основе оксида фосфора.
В патенте США 4645589 (F.J.Krambeck et al.) металлы удаляют из нефти путем экстракции из водной фазы с соединением, содержащим фосфор.
Способ удаления металлов и предшественников кокса описан в патенте США №6245223 (М.L.Gorbaty et al), где нефть приводят в контакт с твердым адсорбентом с маленькой площадью поверхности.
Поэтому существует необходимость в селективном способе удаления гетероатомов (включающих, но не ограничивающихся серой, азотом, никелем, ванадием, железом и тому подобное) из окисленной, содержащей гетероатомы углеводородной фракции, таким образом избегая необходимости в дорогих реактивах, в удалении отходов и другом отделении и переработке, также как затрат, связанных с потоками отходов.
В настоящем описании неожиданно обнаружили, что удаление гетероатомов из по существу окисленных, содержащих гетероатомы углеводородных фракций можно активировать с помощью использования новой реакционной системы, подробно описанной в данном документе. То, что описано в данном документе, представляет собой системы и способы, показывающие селективность по отношению к неионным углеводородным продуктам, с использованием новой едкой реакционной системы. Авторы изобретения обнаружили не только то, что реакционная система работает для удаления серы, но также узнали, что она обладает полезной способностью удаления азота, металлов в следовом количестве и уменьшения общего кислотного числа углеводородного топлива и увеличения плотности в градусах АНИ.
Краткое описание изобретения
Описаны реакционный способ и система снижения содержания гетероатомов, уменьшения общего кислотного числа и увеличения плотности в градусах АНИ, главным образом, в окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции, включающей, но не ограничивающейся внутренними фракциями нефтеперерабатывающих заводов, сырой нефтью или перегнанной фракцией сырой нефти. Реакционную систему можно некоторое время спустя нагревать, и она может содержать загрузочное отверстие, зону реакции и выпускное отверстие. Зона реакции может содержать едкое соединение, возможно смесь едких соединений, и возможно закрепленных на оксиде инертного металла, и расплавленную едкую жидкость, и возможно расплавленную едкую смесь; загрузочное отверстие получает исходный продукт независимо или в виде смеси, содержащей окисленный, обогащенный гетероатомами углеводород и активатор селективности, которые объединяются для приведения в контакт с едким соединением(ями); где окисленные, обогащенные гетероатомами углеводороды реагируют с едким соединением и активатором селективности с образованием главным образом неионных углеводородных продуктов, которые выходят через выходное отверстие с более низким содержанием гетероатомов, чем у исходного продукта.
Едкий компонент зоны реакции системы по настоящему описанию может представлять собой любые неорганические соединения, которые проявляют основные свойства; в частности предпочтительны неорганические оксиды элементов из групп IA и IIA; более предпочтительны неорганические гидроксиды элементов из групп IA и IIA или возможно смеси оксидов и гидроксидов элементов групп IA и IIA; более того, предпочтительны расплавленные гидроксиды элементов групп IA и IIA или возможно смеси гидроксидов указанных элементов; и сейчас наиболее предпочтительны расплавленные NaOH, KOH или их смесь. Неограничивающие примеры могут включать, но не ограничиваются Li2O, Na2O, K2O, Rb2O, Cs2O, Fr2O, BeO MgO, CaO, SrO, BaO и тому подобное, а также LiOH, NaOH, KOH, RbOH, CsOH, FrOH, Be(OH)2, Mg(OH)2, Ca(OH)2, Sr(OH)2, Ba(OH)2 и тому подобное, и их смесями или их расплавленными смесями.
Необязательные компоненты носителя зоны реакции реакционной системы по настоящему описанию могут представлять собой любой неорганический оксид, или инертный или активный; в частности, пористый носитель, такой как тальк или неорганические оксиды, можно использовать в качестве компонентов носителя.
Подходящие неорганические оксиды могут представлять собой оксиды элементов групп 2, 3, 4, 5, 13, 14, 15 и 16 Периодической таблицы химических элементов. Примеры оксидов, являющихся предпочтительными в качестве носителей, могут включать диоксид кремния, оксид алюминия и также смешанные оксиды двух элементов и соответствующие смеси оксидов. Другие неорганические оксиды, которые можно использовать в одиночку или в комбинации с вышеупомянутыми предпочтительными носителями на основе оксидов, могут представлять собой, например, MgO, ZrO2, TiO2 или CaO, к примеру.
Используемые материалы носителя могут иметь удельную площадь поверхности в интервале от 10 до 1000 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,1 до 5 мл/г и средний размер частиц от 0,1 до 10 см. Предпочтение может быть отдано носителям, имеющим удельную площадь поверхности в интервале от 0,5 до 500 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,5 до 3,5 мл/г и средний размер частиц от 0,5 до 3 см. Особое предпочтение может быть отдано носителям, имеющим удельную площадь поверхности в интервале от 200 до 400 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,8 до 3,0 мл/г.
Активатор селективности может представлять собой органический спирт, ROH, где R представляет собой C1-C18 алкильную, арильную или алкенильную группу, который генерирует неионный углеводородный продукт из окисленного, содержащего гетероатомы исходного продукта. Углеводородный продукт может быть в основном нерастворимым в расплавленном едком веществе и выходит через выходное отверстие, и может быть предпочтительным для реакционной системы, не содержащей активатор селективности, так как продукты реакции с едкими веществами обычно могут оказываться органическими гидроксидами, которые в основном находятся в ионной форме в очень едких условиях и, таким образом, может быть более перспективным отделение от едкого вещества без значительных расходов. Активатор селективности более предпочтительно может представлять собой спирт, диол или полиол и их смеси. Неограничивающие примеры включают, но не ограничиваются: метанолом, бензиловым спиртом, этиленгликолем, пропиленгликолем, глицерином, пинаконом, 1,3-пропандиолом и тому подобное, которые могут генерировать неоинный продукт из окисленного, содержащего гетероатомы исходного продукта. Неионный продукт может быть в основном нерастворимым и/или инертным по отношению к едкому веществу и выходит через выходное отверстие и может быть более предпочтительным в случае реакционной системы, содержащей ионные продукты.
Для получения реакционной системы для снижения содержания гетероатомов (серы, азота, ванадия и никеля), уменьшения Общего Кислотного Числа и увеличения плотности в градусах АНИ исходных углеводородных фракций, содержащих гетероатомы, реакционную систему предпочтительно нагревают, и реакционная система содержит загрузочное отверстие, зону реакции и выходное отверстие; зона реакции содержит едкое соединение, возможно смесь едких соединений, и возможно закреплено на оксиде инертного металла, и возможно расплавленную едкую жидкость, и возможно расплавленную едкую смесь; в загрузочное отверстие подают углеводородный исходный продукт независимо или в виде смеси, содержащей окисленный, богатый гетероатомами углеводород и активатор селективности, которые объединяются для приведения в контакт с едким соединением(ями); где окисленные, богатые гетероатомами углеводороды реагируют с едким веществом и активатором селективности, с образованием главным образом неионных углеводородных продуктов, которые выходят через выходное отверстие с более низким содержанием гетероатомов, чем в исходном продукте.
Едкий компонент, функционально расположенный в зоне реакции системы по настоящему описанию, может представлять собой любые неорганические соединения, которые демонстрируют основные свойства, который включает, но не ограничивается неорганическими оксидами элементов из групп IA и IIA, неорганическими гидроксидами элементов из групп IA и IIA или необязательно смесями оксидов и гидроксидов элементов групп IA и IIA, расплавленными гидроксидами элементов групп IA и IIA или возможно смесями гидроксидов указанных элементов. В настоящее время предпочтительны неорганические оксиды или гидроксиды элементов из групп IA и IIA. Более предпочтительны в настоящее время неорганические гидроксиды элементов из групп IA и IIA или возможно смеси оксидов и гидроксидов элементов групп IA и IIA. Даже более предпочтительны в настоящее время расплавленные гидроксиды элементов групп IA и IIA или возможно смеси гидроксидов указанных элементов. В настоящее время наиболее предпочтительны расплавленные NaOH, KOH или их смесь. Неограничивающие примеры могут включать Li2O, Na2O, K2O, Rb2O, Cs2O, Fr2O, BeO MgO, CaO, SrO, BaO и тому подобное, так же как LiOH, NaOH, KOH, RbOH, CsOH, FrOH, Be(OH)2, Mg(OH)2, Ca(OH)2, Sr(OH)2, Ba(OH)2 и тому подобное и их смеси или их расплавленные смеси.
Возможные компоненты носителя зоны реакции реакционной системы по настоящему изобретению могут представлять собой любой неорганический оксид, инертный или активный, такой как, например, пористый носитель, такой как тальк или неорганические оксиды.
Подходящие неорганические оксиды представляют собой оксиды элементов групп 2, 3, 4, 5, 13, 14, 15 и 16 Периодической таблицы химических элементов. Примеры оксидов, являющихся предпочтительными в качестве носителей, включают диоксид кремния, оксид алюминия и также смешанные оксиды двух элементов и соответствующие смеси оксидов. Другие неорганические оксиды, которые можно использовать в одиночку или в комбинации с вышеупомянутыми предпочтительными носителями на основе оксидов, представляют собой, например, MgO, ZrO2, TiO2 или СаО, к примеру.
Используемые вещества для носителей имеют удельную площадь поверхности в интервале от 10 до 1000 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,1 до 5 мл/г и средний размер частиц от 0,1 до 10 см. Предпочтительными являются носители, имеющие удельную площадь поверхности в интервале от 0,5 до 500 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,5 до 3,5 мл/г и средний размер частиц в интервале от 0,5 до 3 см. Особенно предпочтительными являются носители, имеющие удельную площадь поверхности в интервале от 200 до 400 м2/г и объем порового пространства в интервале от 0,8 до 3,0 мл/г.
Другие преимущества и особенности станут очевидными из следующего подробного описания, при прочтении совместно с прилагаемыми графическими материалами, включая применение описанных методик к фракциям, отличным от дизельного топлива, таким как, например, сырая нефть, битум, газойль, керосин, виды транспортного топлива, смазочные материалы и промежуточные соединения нефтеперерабатывающих заводов и другие загрязненные углеводородные фракции, содержащие серу и другие загрязняющие примеси.
Краткое описание графических материалов
Для более полного понимания описанных систем и способов следует дать ссылку на блок-схемы Фиг.1 и уравнения Фиг.2.
Подробное описание изобретения
Если особо не оговорено, все числа, выражающие количества ингредиентов, свойства, такие как молекулярная масса, условия реакции и так далее, используемые в данном описании изобретения и формуле изобретения, во всех случаях следует понимать, как модифицированные термином "примерно". Соответственно, если обратное не оговорено, числовые параметры, изложенные в следующем описании и прилагаемой формуле изобретения, представляют собой приближенные значения, которые могут изменяться в зависимости от желаемых свойств, которых стараются добиться с помощью настоящего изобретения. По крайней мере, и не в качестве попытки ограничения применения теории эквивалентов к объему формулы изобретения, каждый числовой параметр следует по меньшей мере истолковывать с учетом числа доложенных значащих цифр и путем применения обычных методик округления.
Несмотря на то что интервалы числовых значений и параметры, установленные широкой сферой охвата описания, являются приблизительными, числовые значения, изложенные в конкретных примерах, доложены максимально точно. Любые числовые значения, однако, в своей основе содержат определенные ошибки, обязательно вытекающие из стандартного отклонения, определяемого в их соответствующих экспериментальных замерах.
Если не указано особо, под термином "эффективное количество", используемом в данном документе, подразумевается такое количество вещества, которое способно или увеличить (прямо или косвенно) выход продукта десульфонилирования, или повысить селективность по отношению к образованию свободного от серы продукта. Если не указано особо, оптимальные количества данного катализатора, нагревания или фракции могут варьировать, исходя из условий реакции, а своеобразие других компонентов также может быть быстро определено с учетом отдельных обстоятельств данного применения. Если не указано особо, термин "превращение" или точнее "процентное превращение" ("%превр."), используемый в данном документе, описывает отношение молей сульфона, превратившегося путем комбинации реакций десульфонилирования и деоксигенирования, к сульфону, поступающему в реакцию. Если не указано особо, термин "селективность", используемый в данном документе, описывает мольный процент превратившихся продуктов, которые не содержат серы. Если не оговорено особо, термин "выход", используемый в данном документе, описывает мольный процент продуктов, превратившихся в неионный углеводород.
Описаны реакционные системы и способы удаления гетероатомов из окисленных, содержащих гетероатомы углеводородных фракций и получаемые из них углеводородные продукты с низким содержанием гетороатомов. Окисленный, богатый гетероатомами углеводородный исходный продукт, например, такой как продукт, получаемый способом сульфоокисления, и в системе, описанной в Международной публикации WO 2009/120238 A1, Litz et al., может вступать в реакцию в реакционной системе, посредством этого образуя в основном углеводородные продукты, не содержащие гетероатомы, которые быстро отделяют друг от друга общепринятыми способами разделения (т.е. парожидкостными, жидкостно-жидкостными способами или способами адсорбции). Углеводородные продукты, получаемые в реакционной системе, и способ могут быть полезными в качестве транспортных видов топлива, смазочных материалов и исходного сырья нефтеперерабатывающих заводов, промежуточных соединений нефтеперерабатывающих заводов и продуктов.
Для предоставления реакционной системы и способа снижения содержания гетероатомов и увеличения плотности в градусах АНИ, уменьшения ОКЧ окисленных исходных углеводородных фракций, содержащих гетероатомы, где реакционную систему можно предпочтительно нагревать, и реакционная система содержит загрузочное отверстие, зону реакции и выходное отверстие; зона реакции содержит едкое соединение, возможно смесь едких соединений, и возможно закрепленное на оксиде инертного металла, и возможно расплавленную жидкость, и возможно расплавленную смесь; загрузочное отверстие может получать углеводородный исходный продукт независимо или в виде смеси, содержащей богатый гетероатомами углеводород и активатор селективности, которые объединяются для приведения в контакт с едким веществом(ами); где окисленные, богатые гетероатомами углеводороды реагируют с едким веществом и активатором селективности, генерируя в основном неионные углеводородные продукты, которые выходят через выходное отверстие с более низким содержанием гетероатомов, чем в исходном продукте.
Едкий компонент, функционально расположенный в зоне реакции системы по настоящему описанию, может представлять собой любые неорганические соединения, которые могут демонстрировать основные свойства, который включает, но не ограничивается неорганическими оксидами элементов из групп IA и IIA, неорганическими гидроксидами элементов из групп IA и IIA или возможно смесями оксидов и гидроксидов элементов групп IA и IIA, расплавленными гидроксидами элементов групп IA и IIA или возможно смесями гидроксидов указанных элементов. Неограничивающие примеры могут включать Li2O, Na2O, K2O, Rb2O, Cs2O, Fr2O, BeO MgO, CaO, SrO, BaO и тому подобное, так же как LiOH, NaOH, КОН, RbOH, CsOH, FrOH, Be(OH)2, Mg(OH)2, Ca(OH)2, Sr(OH)2, Ba(OH)2 и тому подобное, и их смеси или их расплавленные смеси.
Возможные компоненты носителя зоны реакции реакционной системы по настоящему описанию могут представлять собой любой неорганический оксид, инертный или активный, такой как, например, пористый носитель, такой как тальк или неорганические оксиды.
Подходящие неорганические оксиды могут представлять собой оксиды элементов групп 2, 3, 4, 5, 13, 14, 15 и 16 Периодической таблицы химических элементов. Примеры оксидов, являющихся предпочтительными в качестве носителей, включают диоксид кремния, оксид алюминия и также смешанные оксиды двух элементов и соответствующие смеси оксидов. Другие неорганические оксиды, которые можно использовать в одиночку или в комбинации с вышеупомянутыми предпочтительными носителями на основе оксидов, могут представлять собой, например, MgO, ZrO2, TiO2 или CaO, к примеру.
Используемые вещества носителей имеют удельную площадь поверхности в интервале от 10 до 1000 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,1 до 5 мл/г и средний размер частиц от 0,1 до 10 см. Предпочтение может быть отдано носителям, имеющим удельную площадь поверхности в интервале от 0,5 до 500 м2/г, объем порового пространства в интервале от 0,5 до 3,5 мл/г и средний размер частиц в интервале от 0,5 до 3 см. Особенное предпочтение может быть отдано носителям, имеющим удельную площадь поверхности в интервале от 200 до 400 м2/г и объем порового пространства в интервале от 0,8 до 3,0 мл/г.
Активатор селективности может представлять собой органический спирт, ROH, где R представляет собой С1-С18 алкильную, арильную или алкенильную группу, который генерирует неионный углеводородный продукт из окисленного, содержащего гетероатомы исходного продукта. Углеводородный продукт может быть в основном нерастворимым в расплавленном едком веществе и выходит через выходное отверстие, и может быть предпочтительным для реакционной системы, не содержащей активатора селективности, так как продукты реакции без активатора обычно оказываются органическими гидроксидами, которые главным образом находятся в ионной форме в очень едкой среде, и таким образом может быть более перспективным отделение от едкого вещества без значительных затрат. Активатором селективности сейчас может более предпочтительно быть спирт, диол или полиол и их смеси. Неограничивающие примеры включают, но не ограничиваются: метанолом, бензиловым спиртом, этиленгликолем, пропиленгликолем, глицерином, пинаконом, 1,3-пропандиолом и тому подобное, которые могут генерировать неионный продукт из окисленного, содержащего гетероатомы исходного продукта. В настоящее время более предпочтительные активаторы селективности относятся к классу соединений, называемых вицинальными диолами, которые могут иметь гидроксильные группы, связанные со смежными атомами углерода, или классу спиртов, известных как первичные спирты, где гидроксильная группа связана с атомом углерода, причем этот атом углерода связан с не больше чем одним другим атомом углерода. В частности наиболее предпочтительными могут быть этиленгликоль и метанол. Неионный углеводородный продукт может быть в основном нерастворимым и/или инертным по отношению к едкому веществу и выходит через выходное отверстие, и может быть более предпочтительным в случае реакционной системы, содержащей ионные продукты.
На Фиг.1 проиллюстрировано, как улучшается селективность реакции по настоящему описанию с образованием более полезных продуктов. Сульфон дибензотиофена выбрали в качестве модельного соединения серы, потому что большая часть серы в среднем дизельном топливе находится в форме замещенного или незамещенного дибензотиофена. Уравнение (1) иллюстрирует, как гидроксид атакует атом серы сульфона дибензотиофена (А) с образованием бифенил-2-сульфоната (Б). Уравнение (2) иллюстрирует, как гидроксид может атаковать Б в месте атома углерода, смежного с атомом серы, с образованием бифенил-2-ола (В) и солей сульфитов (Г). Соединение В может ионизировать в основной среде и может растворяться в водном или расплавленном солевом слое. Уравнение (3) иллюстрирует, как гидроксид может атаковать атом серы Б с образованием бифенила (Д) и солей сульфатов (Е). Уравнение (4) иллюстрирует, как в присутствии первичного спирта, включая, но не ограничиваясь метанолом, ионы метоксида, образованные in situ, могут атаковать атом углерода с образованием эфирных соединений, таких как 2-метоксибифенил (Ж). Уравнение (5) иллюстрирует реакцию сульфона дибензотиофена только с алкоголятами, не в присутствии гидроксида, как высказано Aida et al., с образованием соли бифенил-2-метокси-2'-сульфината (3), которая может быть в основном растворимой в едком веществе. Применение водного или расплавленного гидроксида без описанного сейчас активатора селективности будет приводить к реакции (1), преимущественно с последующей реакцией (2). Когда применяют активатор селективности на основе вицинального диола, протекает реакция (1), преимущественно с последующей реакцией (3). Когда применяют первичный активатор селективности (спирт), описанный в данном документе, протекает реакция (1), преимущественно с последующей реакцией (4). Видно, что атомы водорода, которые становятся прикрепленными к бифенилу, происходят от гидроксида. Когда при восстановлении едкого вещества применяют воду, основным источником атомов водорода, добавляемых к бифенилу, может быть вода.
На Фиг.2 показаны два репрезентативных воплощения множества возможных репрезентативных воплощений систем и способов удаления загрязняющих примесей из углеводородных фракций и исходных загрязненных продуктов, полученных из них. Как системы, так и способы могут начинаться с загрязненного гетероатомами углеводородного исходного продукта, подвергающегося обработке для удовлетворения требованиям действующих и будущих стандартов качества окружающей среды. В одной репрезентативной системе и способе окисленный, содержащий гетероатомы углеводородный исходный продукт можно подать по пути A в смесительный сосуд 10 через входное отверстие, где загрязненный исходный продукт можно объединять с едким веществом и активатором селективности, где ему дают возможность реагировать в смесительном сосуде 10 для очистки загрязненного исходного продукта. Реакционную смесь можно предпочтительно нагревать обычно в температурном интервале от 50 до 450°C при давлении от 0 до 5516 кПа.
Смесительный сосуд 10 может содержать загрузочное отверстие 12, реакционную смесь, содержащую окисленные, содержащие гетероатомы углеводородные фракции, едкое вещество, гликоль и промежуточные соединения реакции и продукты, выходное отверстие 14, функционально связанное с резервуаром для отстаивания 16, где очищенную нефть (в особенности неионные углеводородные продукты, имеющие содержание гетероатомов меньше, чем в окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракциях) можно необязательно промывать водой и/или центрифугировать 18 с получением в основном не содержащего гетероатомы углеводородного продукта 20. Осевшие едкое вещество и активатор селективности можно удалять под действием силы тяжести осаждения со дна резервуара для отстаивания 16 в содорегенерирующий аппарат для десульфуризации дымовых газов 22. Восстановленное едкое вещество и активатор селективности затем возвращают в смесительный сосуд 10 для предоставления возможности длительного процесса очистки. Резервуар для отстаивания 16 может содержать входное отверстие 24 из смесителя 10, выходное отверстие для чистой нефти 26 в необязательный блок для промывки водой/центрифугирования 18 и затем в место получения чистой нефти (не показано) и выходное отверстие для едкого вещества/активатора селективности, которое может быть функционально связано с содорегенерирующим аппаратом для десульфуризации дымовых газов 22. Содорегенерирующий аппарат для десульфуризации дымовых газов 22 может содержать выходное отверстие для восстановленного едкого вещества/ активатора селективности 28, которое функционально связано со смесителем 10 для транспортировки восстановленного едкого вещества/активатора селективности из содорегенерирующего аппарата для десульфуризации дымовых газов 22 в смеситель 10, обеспечивая непрерывный процесс, приведенный выше. Содорегенерирующий аппарат для десульфуризации дымовых газов 22 может также содержать выходное отверстие для гипса 30 для транспортировки гипса в хранилище гипса или распределительный блок (не показан).
Во втором репрезентативном способе и системе окисленная, содержащая гетероатомы исходная углеводородная фракция может поступать по пути B в противоточную реакционную колонну непрерывного действия (CCR колонна) 40, в верхнюю часть такой колонны, фракция восстановленного едкого вещества и активатора селективности подается туда же, данные две фракции взаимодействуют друг с другом методом противотока, и активатор селективности, едкое вещество и сульфит выходят через выходное отверстие 42 на дне колонны 40 и транспортируются в содорегенерирующий аппарат для десульфуризации дымовых газов 22, где едкое вещество и активатор селективности регенерируют и восстанавливаются. Очищенная нефть 44 выходит из верхней части противоточной регенерационной колонны, где ее могут необязательно промывать водой и центрифугировать с образованием главным образом углеводородного продукта, не содержащего гетероатомы.
В обеих системах и обоих способах, в пути A, где используется смеситель/резервуар для отстаивания, и в пути B, с использованием противоточной реакционной колонны, образуется использованная фракция едкого вещества/активатора селективности, которая выходит в содорегенерирующий аппарат для десульфуризации дымовых газов 22 с образованием фракции регенерированного едкого вещества и активатора селективности, которая повторно используется на начальной стадии систем и способов, и побочный продукт гипс, содержащий гетероатомы, ранее находившиеся в необработанной исходной фракции.
Примеры
Для того чтобы показать значительную пользу настоящего описания, были представлены примеры систем и способов по настоящему описанию. В целях сравнения было выполнено несколько контрольных реакций. Реакционный сосуд состоял из корпуса реактора Парра из нержавеющей стали. Реактор загружали окисленным, обогащенным гетероатомами углеводородным исходным продуктом и нагревали до температуры 275°C при постоянной скорости подачи. Продукты анализировали на содержание гетероатомов.
Пример 1
Реактор Парра повышенного давления (тип 316) из нержавеющей стали с объемом 1000 мл загружали 29 граммами 1:1 (мол./мол.) смеси хлорида натрия и хлорида калия, 11 граммами сульфона дибензотиофена и 202 граммами 1,2,3,4-тетрагидронафталина. Бак реактора нагревали при быстром помешивании до 300°C. Реактор поддерживали при этой температуре 60 минут, в течение которых давление возрастало до максимума 150 psi (1034 кПа), затем вынимали из нагрева и давали возможность охладиться без перемешивания. 200 грамм жидкости сливали из реактора, и оставался 41 грамм сухого вещества. Слой тетралина анализировали ВЭЖХ (высокоэффективная жидкостная хроматография). Твердое вещество подкисляли добавлением 125 мл 5,0 М HCl. Происходило интенсивное образование пузырьков высвобождающегося диоксида серы при нейтрализации сульфитов, установленное детектором диоксида серы. Для экстракции органических веществ добавляли дихлорметан, который затем выпаривали, оставляя светло-коричневую нефть, которую анализировали ВЭЖХ. Обнаружили, что >99% сульфона дибензотиофена превращалось в следующие продукты: ортофенилфенол (56%), бифенил (21%), дибензофуран (4%) и дибензотиофен (4%) с общим выходом не содержащих серу соединений 81%. Выход всех органических веществ составил 95%.
Примеры 2-4
Эксперимент Примера 1 повторяли три раза, за исключением того, что температура составляла 275°C. Усредненные результаты: 94,5% превращение сульфона дибензотиофена в следующие продукты: ортофенилфенол (58%), бифенил (9%) и дибензофуран (5%). Дибензотиофен не детектировали (<1%). Общий выход не содержащих серу соединений составил 73%. Средний выход всех органических веществ составил 97%.
Пример 5
Эксперимент Примера 2 повторяли за исключением того, что в реактор добавляли 20 грамм метанола с другими реагентами. Давление возросло до 2413 кПа в течение реакции. Обнаружили, что 92% сульфона дибензотиофена превращалось в следующие продукты: 2-метоксибифенил (40%), ортофенилфенол (30%), бифенил (6%) и дибензофуран (3%). Дибензотиофен не детектировали (<1%). Общий выход не содержащих серу соединений составил 79%, причем 49% составили неионизируемые продукты. Кроме того, диоксид серы детектировали после эксперимента, когда давление спускали, перед тем, как добавляли какое-либо количество кислоты. Выход всех органических веществ составил 97%, не включая метанол, который вымывали при обработке кислотой.
Пример 6
Эксперимент Примера 2 повторяли за исключение того, что добавляли 45 грамм трет-бутанола. Результаты были сходны с результатами Примера 2, и ожидаемый трет-бутиловый эфир не детектировали. Диоксид серы детектировали только после охлаждения фракции. Выход всех органических веществ составил 92%.
Пример 7
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что в реактор с другими реагентами добавляли 33 грамма метоксида натрия. Результаты были сходными с результатами Примера 5.
Пример 8.
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что 29 грамм 1:1 (мол./мол.) смеси гидроксид натрия/гидроксид калия не включали, а добавляли 33 грамма метоксида натрия (который содержит некоторое количество гидроксида натрия в качестве примеси). Результаты анализировали методом ГХ-МС (газовая хроматография/масс-спектрометрия), который показал, что превращение сульфона дибензотиофена составляло только ~80% и что главный образующийся продукт представлял собой ортофенилфенол, за которым шли 2-метоксибифенил и бифенил. Диоксид серы детектировали непосредственно после охлаждения фракции. Выход всех органических веществ составил 90%.
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что реакцию поддерживали при температуре в течение 90 минут. Результаты были сходными с результатами Примера 5. Выход всех органических веществ составил 95%.
Пример 10
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что применяли 60 грамм метанола. Давление возрастало до 750 psi (5171 кПа) в течение реакции. Обнаружили, что 94% сульфона дибензотиофена превращалось в следующие продукты: ортофенилфенол (54%), дибензофуран (10%), 2-метоксибифенил (9%) и бифенил (8%). Дибензотиофен не детектировали (<1%). Общий выход не содержащих серу соединений составил 81%. Диоксид серы детектировали прямо после охлаждения фракции. Выход всех органических веществ составил 100%, не считая метанола.
Пример 11
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что применяли 87 грамм смеси 1:1 (мол./мол.) гидроксида натрия и гидроксида калия. Обнаружили, что превращалось 97% сульфона дибензотиофена. Распределение продукта было сходным с распределением продукта Примера 5. Выход всех органических веществ составил 91%.
Пример 12
Эксперимент Примера 2 повторяли за исключением того, что в реактор вместе с другими реагентами добавляли 48 грамм фенола. Давление достигало 200 psi (1379 кПа) в течение эксперимента. Диоксид серы не детектировали после эксперимента, также не детектировали какое-либо количество, когда сухой остаток подкисляли HCl. Продукты анализировали методом ГХ-МС, который не детектировал какого-либо количества сульфона дибензотиофена. Главными продуктами были ортофенилфенол и дибензотиофен. Выход всех органических веществ составил 96%.
Пример 13
Эксперимент Примера 1 повторяли за исключением того, что реактор поддерживали при температуре в течение 120 минут. Результаты были сходными с результатами Примера 1. Пласт нефти сливали из реактора, и 200 грамм метанола добавляли к сухому остатку. Плотно закрывали и перемешивали вместе при 60°C в течение 5 часов. Пробу этого продукта экстрагировали дихлорметаном и водой, а пласт дихлорметана анализировали ГХ-МС. Детектировали только следовое количество 2-метоксибифенила.
Пример 14
Эксперимент по Примеру 2 повторяли за исключением того, что в реактор вместе с другими реагентами добавляли 40 грамм дициклопентадиена. Образец анализировали методом ГХ-МС, который показал большое количество разных продуктов, включая существенное количество дибензотиофена.
Пример 15
1 л реактор высокого давления заполняли 200 граммами этанола, 2,4 граммами стружки магния и 11 граммами сульфона дибензотиофена. Смесь перемешивали при комнатной температуре в течение 60 минут. Продукт анализировали как есть ГХ-МС. Приблизительно 25% сульфона дибензотиофена превращались, и единственным продуктом был дибензотиофен.
Пример 16
Эксперимент Примера 5 повторяли за исключением того, что только 10 грамм метанола добавляли в реактор с другими реагентами. Продукт обрабатывали подобно Примеру 1. Обнаружили, что 97% дибензотиофена превращались в следующие продукты: ортофенилфенол (15%), дибензофуран (2%), 2-метоксибифенил (47%) и бифенил (8%), дибензотиофен (2%). Общий выход не содержащих серу соединений составил 72%. Диоксид серы детектировали прямо после охлаждения (фракции). Выход всех органических веществ составил 97%, не считая метанола.
Пример 17
1 л реактор высокого давления заполняли 200 граммами тетралина, 12 граммами гидроксида натрия, 17 граммами гидроксида калия, 11 граммами сульфона дибензотиофена и 28 граммами этиленгликоля. Реактор продували азотом перед экспериментом до тех пор, пока кислород не могли детектировать на кислородном сенсоре (<0,1%). Реактор плотно закрывали и нагревали до 275°C в течение одного часа. Продукт обрабатывали способом, описанным в Примере 1. Однако диоксид серы не детектировали после эксперимента, также как и в течение подкисления. Также, в течение стадии подкисления образовывалось очень мало пузырьков. Обнаружили, что 100% сульфона дибензотиофена превращалось в следующие продукты: бифенил (>75%), ортофенилфенол (<25%). Общий выход не содержащих серу соединений составил 100%. Выход всех не органических веществ составил 97%, не считая этиленгликоль, который вымывали при обработке кислотой.
Пример 18
Эксперимент Примера 17 повторяли за исключением того, что вместо тетралина и сульфона дибензотиофена применяли 100 грамм окисленной, содержащей гетероатомы фракции дизельного топлива с ~2000 млн-1 серы в форме сульфонов. Кроме того, добавляли 1,5 грамма гидроксида натрия, 2,2 грамма гидроксида калия и 3,2 грамма этиленгликоля. Нефтепродукт промывали водой и высушивали, затем анализировали на содержание серы XRF (X-ray fluorescence spectroscopy - рентгеновская флуоресцентная спектроскопия). Способ повторяли в общей сложности три раза. Содержание серы в топливе было значительно снижено до менее чем 430 млн-1 S. Содержание азота снизилось по меньшей мере на 85%, общее кислотное число уменьшилось до концентраций ниже порога определения, по меньшей мере с 60% уменьшением.
Пример 19
Эксперимент Примера 18 повторяли за исключением того, что применяли фракцию битума, содержащую ~4% серы, вместо дизельного топлива. Содержание серы после реакции было значительно снижено до менее чем 1,75 масс.% серы.
Пример 20
1 л реактор Парра из нержавеющей стали наполняли 100 граммами окисленной, содержащей гетероатомы битумной нефти с 2,75 масс.% серы, 21 граммом гидроксида натрия, 29 граммами гидроксида калия и 64 граммами этиленгликоля. Реактор продували азотом, затем нагревали до 275°C и поддерживали при той температуре в течение 1 часа, затем охлаждали. Нефть промывали водой для удаления едкого вещества и этиленгликоля до тех пор, пока pH воды для промывки не становился ниже 8,5, затем высушивали. Содержание серы после реакции составило не более 1% серы, содержание ванадия снизилось с 175 млн-1 до менее чем 65 млн-1, и содержание никеля снизилось с 67 млн-1 до ниже 33 млн-1.
Пример возможного использования 1
Реактор Парра высокого давления (тип 316) из нержавеющей стали с объемом 1000 мл наполняли примерно 11 граммами сульфона дибензотиофена, примерно 202 граммами 1,2,3,4-тетрагидронафталина, примерно 24 г бензилового спирта и примерно 5,7 г гидроксида калия. Сосуд нагревали при быстром помешивании до 195°C. Реактор поддерживали при этой температуре в течение примерно 60 минут, и затем снимали с нагревания и давали возможность охладиться без перемешивания. Примерно 210 грамм жидкости сливают из реактора, и остается примерно 8 грамм твердого вещества. Пласт тетралина анализируют ВЭЖХ. Твердую фазу подкисляют добавлением примерно 25 мл примерно 5,0 М HCl. Диоксид серы высвобождается, когда происходит нейтрализация сульфитов. Дихлорметан добавляют для экстракции органических веществ, который затем выпаривают, с оставлением нефти, которую анализируют ВЭЖХ. Превращение сульфона дибензотиофена по меньшей мере не хуже превращения, представленного в Примере 5, с похожим распределением продуктов: 2-бензилоксибифенил (примерно 40%), ортофенилфенол (примерно 30%), бифенил (примерно 6%) и дибензофуран (примерно 3%).
Пример возможного использования 2
Реактор Парра повышенного давления (тип 316) из нержавеющей стали с объемом 1000 мл наполняют примерно 200 граммами битумной нефти, имеющей содержание серы 2 масс.%, 15 граммами гидроксида натрия, 21 граммом гидроксида калия и 35 граммами этиленгликоля. Сосуд нагревают при быстром помешивании до 275°C. Реактор поддерживают при этой температуре в течение примерно 60 минут, и затем его перестают нагревать и дают возможность охладиться без помешивания. Примерно 200 грамм жидкости сливают из реактора, и остается примерно 70 грамм сухого остатка. Удаление серы и металлов по меньшей мере не хуже удаления, представленного в Примере 18 и Примере 20. Содержание серы снижается до менее чем 1 масс.%, содержание азота и металлов снижается на более чем 50%. Плотность в градусах АНИ исходного продукта повышается на по меньшей мере 5 единиц. Результаты описанных выше примеров проиллюстрированы в следующей таблице:
| Пример # | % Превращение | 2-метоксибифенил | орто-фенилфенол | бифенил | дибензофуран | дибензотиофен |
| 1 | 99% | 0% | 56% | 21% | 4% | 4% |
| 2 | 95% | 0% | 58% | 9% | 5% | 0% |
| 3 | 95% | 0% | 58% | 9% | 5% | 0% |
| 4 | 95% | 0% | 58%о | 9% | 5% | 0% |
| 5 | 92% | 40% | 30% | 6% | 3% | 0% |
| 6 | 95% | 0% | 58% | 9% | 5% | 0% |
| 7 | 92% | 40% | 30% | 6% | 3% | 0% |
| 8 | ~80% | основной | ||||
| 9 | 92% | 40% | 30% | 6% | 3% | 0% |
| 10 | 94% | 9% | 54% | 8% | 10% | 0% |
| 11 | 92% | 40% | 30% | 6% | 3% | 0% |
| 12 | н.о. (не определяли) | основной | ||||
| 13 | 99% | 0% | 56% | 21% | 4% | 4% |
| 14 | н.о. | основной | ||||
| 15 | н.о. | основной | ||||
| 16 | 97% | 47% | 15% | 8% | 2% | 2% |
| 17 | 100% | 0% | 25% | 75% | 0% | 0% |
В то время как изложены только определенные воплощения, альтернативные варианты и модификации станут очевидными из приведенного ранее описания специалистам в данной области, такие как применение описанных методик и оборудования для сырой нефти, битума, керосина и других фракций топлива и применение похожих реагентов для превращения окисленных, содержащих гетероатомы углеводородов до неионных углеводородных продуктов. Эти и другие альтернативные варианты считаются эквивалентами и в пределах сущности и объема данного описания и прилагаемой формулы изобретения.
Claims (21)
1. Реакционный способ снижения содержания гетероатомов, уменьшения общего кислотного числа и увеличения плотности в градусах АНИ (Американского нефтяного института) окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций, включающий:
предоставление окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) через загрузочное отверстие;
предоставление потока едкого вещества и активатора селективности, где едкое вещество представляет собой неорганический оксид элементов из групп IA и IIA, неорганический гидроксид элементов из групп IA и IIA, их смеси или их расплавленные смеси, а активатор селективности представляет собой спирт, полиол или их смесь;
предоставление области контакта, принимающей окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию из первого загрузочного отверстия и поток едкого вещества и активатора селективности из второго загрузочного отверстия;
приведение в контакт окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) с потоком едкого вещества и активатора селективности в области контакта с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через первое загрузочное отверстие; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через загрузочное отверстие из области контакта в выпускное отверстие.
предоставление окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) через загрузочное отверстие;
предоставление потока едкого вещества и активатора селективности, где едкое вещество представляет собой неорганический оксид элементов из групп IA и IIA, неорганический гидроксид элементов из групп IA и IIA, их смеси или их расплавленные смеси, а активатор селективности представляет собой спирт, полиол или их смесь;
предоставление области контакта, принимающей окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию из первого загрузочного отверстия и поток едкого вещества и активатора селективности из второго загрузочного отверстия;
приведение в контакт окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) с потоком едкого вещества и активатора селективности в области контакта с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через первое загрузочное отверстие; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через загрузочное отверстие из области контакта в выпускное отверстие.
2. Способ по п. 1, где по меньшей мере одно едкое соединение содержит смесь едких соединений.
3. Способ по п. 2, где смесь едких соединений закреплена на оксиде инертного металла.
4. Способ по п. 2, где смесь едких соединений представляет собой расплавленную жидкость.
5. Способ по п. 2, где смесь едких соединений представляет собой расплавленную смесь.
6. Способ по п. 1, где едкое вещество потока едкого вещества и активатора селективности включает Li2O, Na2O, К2О, Rb2O, Cs2O, Fr2O, ВеО, MgO, CaO, SrO, ВаО и их смеси или их расплавленные смеси.
7. Способ по п. 1, где едкое вещество потока едкого вещества и активатора селективности включает LiOH, NaOH, КОН, RbOH, CsOH, FrOH, Be(OH)2, Mg(OH)2, Ca(OH)2, Sr(OH)2, Ba(OH)2 и или их смеси.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий компонент носителя.
9. Способ по п. 8, где компонент носителя включает инертный или активный неорганический оксид.
10. Способ по п. 8, где компонент носителя включает пористый носитель, выбранный из группы, содержащей тальк или неорганические оксиды.
11. Способ по п. 9, где неорганические оксиды представляют собой оксиды элементов групп 2, 3, 4, 5, 13, 14, 15 и 16 Периодической таблицы химических элементов.
12. Способ по п. 11, где неорганические оксиды выбраны из группы, включающей:
диоксид кремния, оксид алюминия и также смешанные оксиды двух элементов и соответствующие смеси оксидов.
диоксид кремния, оксид алюминия и также смешанные оксиды двух элементов и соответствующие смеси оксидов.
13. Способ по п. 11, где неорганические оксиды выбраны из группы, включающей: MgO, ZrO2, TiO2 или CaO и или их смеси.
14. Способ по п. 8, где компонент носителя имеет удельную площадь поверхности в интервале от 10 до 1000 м2/г, объем пор в интервале от 0,1 до 5 мл/г и средний размер частиц в интервале от 0,1 до 10 см.
15. Способ по п. 8, где компонент носителя имеет удельную площадь поверхности в интервале от 0,5 до 500 м2/г, объем пор в интервале от 0,5 до 3,5 мл/г и средний размер частиц в интервале от 0,5 до 3 см.
16. Способ по п. 8, где компонент носителя имеет удельную площадь поверхности в интервале от 200 до 400 м2/г, объем пор в интервале от 0,8 до 3,0 мл/г.
17. Способ по п. 1, где активатор селективности включает: органический спирт, этиленгликоль, пропиленгликоль, глицерин, пинакон, 1,3-пропандиол, где органический спирт имеет общую формулу ROH, где R представляет собой С1-С18 алкильную, арильную или алкенильную группу, которая генерирует по существу неионизированный углеводородный продукт.
18. Способ по п. 17, где продукт является по существу нерастворимым в едком веществе и способен покидать выпускное отверстие с неионными углеводородными продуктами.
19. Реакционный способ снижения содержания гетероатомов, уменьшения общего кислотного числа и увеличения плотности в градусах АНИ окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций, включающий:
предоставление окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) через загрузочное отверстие;
предоставление потока едкого вещества и активатора селективности, включающего смесь гидроксида натрия, гидроксида калия и этиленгликоля или пропиленгликоля, из второго загрузочного отверстия;
предоставление области контакта;
приведение в контакт окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) с потоком едкого вещества и активатора селективности в области контакта, с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем у окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через загрузочное отверстие; и уменьшение общего кислотного числа и увеличение плотности в градусах АНИ; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов через выходное отверстие.
предоставление окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) через загрузочное отверстие;
предоставление потока едкого вещества и активатора селективности, включающего смесь гидроксида натрия, гидроксида калия и этиленгликоля или пропиленгликоля, из второго загрузочного отверстия;
предоставление области контакта;
приведение в контакт окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ий) с потоком едкого вещества и активатора селективности в области контакта, с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем у окисленной, содержащей гетероатомы исходной углеводородной фракции(ях), которая поступает через загрузочное отверстие; и уменьшение общего кислотного числа и увеличение плотности в градусах АНИ; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов через выходное отверстие.
20. Реакционный способ снижения содержания гетероатомов, уменьшения общего кислотного числа и увеличения плотности в градусах по АНИ окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций, включающий:
предоставление окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций через загрузочное отверстие;
предоставление области контакта, причем в области контакта функционально расположена расплавленная смесь гидроксида натрия и гидроксида калия и этиленгликоль или пропиленгликоль;
приведение в контакт окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций в области контакта с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем у окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций, которые поступали через загрузочное отверстие, и сульфатной соли; и уменьшение общего кислотного числа, и увеличение плотности в градусах АНИ; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов через выходное отверстие.
предоставление окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций через загрузочное отверстие;
предоставление области контакта, причем в области контакта функционально расположена расплавленная смесь гидроксида натрия и гидроксида калия и этиленгликоль или пропиленгликоль;
приведение в контакт окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций в области контакта с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем у окисленных, содержащих гетероатомы исходных углеводородных фракций, которые поступали через загрузочное отверстие, и сульфатной соли; и уменьшение общего кислотного числа, и увеличение плотности в градусах АНИ; и
удаление по существу неионных углеводородных продуктов через выходное отверстие.
21. Реакционная система снижения содержания гетероатомов, уменьшения общего кислотного числа и увеличения плотности в градусах по АНИ окисленных, содержащих гетероатомы углеводородных исходных фракций, включающая:
окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию; и
едкое вещество и активатор селективности, функционально расположенные в области контакта, где едкое вещество представляет собой неорганические оксиды элементов из групп IA и IIA, неорганические гидроксиды элементов из групп IA и IIA, их смеси или их расплавленные смеси, а активатор селективности представляет собой спирт, полиол или их смесь, и где окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию приводят в контакт с едким веществом и активатором селективности с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в исходной окисленной, содержащей гетероатомы углеводородной фракции, и сульфатной соли.
окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию; и
едкое вещество и активатор селективности, функционально расположенные в области контакта, где едкое вещество представляет собой неорганические оксиды элементов из групп IA и IIA, неорганические гидроксиды элементов из групп IA и IIA, их смеси или их расплавленные смеси, а активатор селективности представляет собой спирт, полиол или их смесь, и где окисленную, содержащую гетероатомы исходную углеводородную фракцию приводят в контакт с едким веществом и активатором селективности с образованием посредством этого по существу неионных углеводородных продуктов, имеющих содержание гетероатомов меньше, чем в исходной окисленной, содержащей гетероатомы углеводородной фракции, и сульфатной соли.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/888,049 US8298404B2 (en) | 2010-09-22 | 2010-09-22 | Reaction system and products therefrom |
| US12/888,049 | 2010-09-22 | ||
| PCT/US2011/050159 WO2012039910A1 (en) | 2010-09-22 | 2011-09-01 | Reaction system and products therefrom |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013117739A RU2013117739A (ru) | 2014-10-27 |
| RU2565594C2 true RU2565594C2 (ru) | 2015-10-20 |
Family
ID=45816765
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013117739/04A RU2565594C2 (ru) | 2010-09-22 | 2011-09-01 | Реакционная система и получаемые в ней продукты |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US8298404B2 (ru) |
| EP (1) | EP2619286A4 (ru) |
| CN (1) | CN103154207B (ru) |
| BR (1) | BR112013006559A2 (ru) |
| CA (1) | CA2810690C (ru) |
| MX (1) | MX2013003135A (ru) |
| RU (1) | RU2565594C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012039910A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008153633A2 (en) | 2007-05-03 | 2008-12-18 | Applied Nano Works, Inc. | Product containing monomer and polymers of titanyls and methods for making same |
| US9206359B2 (en) | 2008-03-26 | 2015-12-08 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US9061273B2 (en) | 2008-03-26 | 2015-06-23 | Auterra, Inc. | Sulfoxidation catalysts and methods and systems of using same |
| US8764973B2 (en) | 2008-03-26 | 2014-07-01 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US8894843B2 (en) | 2008-03-26 | 2014-11-25 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US8298404B2 (en) | 2010-09-22 | 2012-10-30 | Auterra, Inc. | Reaction system and products therefrom |
| US9828557B2 (en) | 2010-09-22 | 2017-11-28 | Auterra, Inc. | Reaction system, methods and products therefrom |
| CN103917487A (zh) | 2011-09-05 | 2014-07-09 | 东曹株式会社 | 制膜用材料、iv族金属氧化物膜和亚乙烯基二酰胺络合物 |
| US10246647B2 (en) | 2015-03-26 | 2019-04-02 | Auterra, Inc. | Adsorbents and methods of use |
| US10450516B2 (en) | 2016-03-08 | 2019-10-22 | Auterra, Inc. | Catalytic caustic desulfonylation |
| RU2020112487A (ru) | 2017-09-07 | 2021-10-07 | МАКФИННИ, ЭлЭлСи | Способы биологической обработки углеводородсодержащих веществ и устройство для их реализации |
| CN108970595B (zh) * | 2018-08-15 | 2020-04-28 | 山东大学 | 一种催化剂提效活性焦炭烟气吸附脱硫与解析再生的方法及系统 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4444655A (en) * | 1980-02-19 | 1984-04-24 | Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co., Ltd. | Hydrotreatment of heavy hydrocarbon oils containing asphaltenes, and catalysts therefor |
| RU2087520C1 (ru) * | 1994-09-21 | 1997-08-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ очистки нефти, нефтепродуктов и газоконденсата от меркаптанов |
| US6160193A (en) * | 1997-11-20 | 2000-12-12 | Gore; Walter | Method of desulfurization of hydrocarbons |
| US20060011510A1 (en) * | 2004-06-17 | 2006-01-19 | Hiroshi Toshima | Two-step hydroprocessing method for heavy hydrocarbon oil |
| US20080121565A1 (en) * | 2006-10-12 | 2008-05-29 | Kocat Inc. | Process for the reduction of sulfur, nitrogen and the production of useful oxygenates from hydrocarbon materials via one-pot selective oxidation |
| US20090065399A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Kocal Joseph A | Removal of sulfur-containing compounds from liquid hydrocarbon streams |
| WO2009120238A1 (en) * | 2008-03-26 | 2009-10-01 | Applied Nanoworks, Inc. | Sulfoxidation catalysts and methods and systems of using same |
Family Cites Families (87)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1796621A (en) * | 1926-08-27 | 1931-03-17 | Gyro Process Co | Process of refining hydrocarbon oils |
| US2110283A (en) * | 1935-05-02 | 1938-03-08 | Standard Oil Dev Co | Process of removing corrosive sulphur compounds from petroleum oil |
| FR827345A (fr) * | 1937-01-02 | 1938-04-25 | Bataafsche Petroleum | Procédé pour éliminer les composants acides des liquides du type hydrocarbure |
| GB736795A (en) * | 1952-05-14 | 1955-09-14 | British Petroleum Co | Improvements relating to the hypochlorite process for the treatment of petroleum distillates |
| BE520661A (ru) | 1952-06-18 | |||
| US2794770A (en) * | 1953-05-18 | 1957-06-04 | California Research Corp | Stabilization of cracked distillate fuel oils |
| US2910434A (en) | 1955-05-24 | 1959-10-27 | Texaco Inc | Process for removing trace metals with hydrogen and an inert packing material |
| US2987470A (en) | 1958-11-13 | 1961-06-06 | Hydrocarbon Research Inc | Demineralization of oils |
| US3164545A (en) | 1962-12-26 | 1965-01-05 | Exxon Research Engineering Co | Desulfurization process |
| FR1472280A (fr) * | 1965-02-23 | 1967-03-10 | Exxon Research Engineering Co | Procédé de désulfuration d'un mélange d'hydrocarbures |
| NL6602260A (ru) * | 1965-02-23 | 1966-08-24 | ||
| US3565793A (en) | 1968-12-27 | 1971-02-23 | Texaco Inc | Desulfurization with a catalytic oxidation step |
| US3668117A (en) | 1970-03-17 | 1972-06-06 | Texaco Inc | Desulfurization of a preoxidized oil |
| US3819509A (en) | 1971-11-26 | 1974-06-25 | Hydrocarbon Research Inc | Low sulfur fuel oil from high metals containing petroleum residuum |
| US3964995A (en) | 1972-07-24 | 1976-06-22 | Hydrocarbon Research, Inc. | Hydrodesulfurization process |
| US3945914A (en) | 1974-08-23 | 1976-03-23 | Atlantic Richfield Company | Process for "sulfur reduction of an oxidized hydrocarbon by forming a metal-sulfur-containing compound" |
| US4192736A (en) | 1978-11-29 | 1980-03-11 | Chevron Research Company | Removal of indigenous metal impurities from an oil with phosphorus oxide-promoted alumina |
| US4374949A (en) | 1980-10-27 | 1983-02-22 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Composition and process for making a green colored polyester |
| US4645589A (en) | 1985-10-18 | 1987-02-24 | Mobil Oil Corporation | Process for removing metals from crude |
| US5637739A (en) | 1990-03-21 | 1997-06-10 | Research Corporation Technologies, Inc. | Chiral catalysts and catalytic epoxidation catalyzed thereby |
| US6245223B1 (en) | 1997-12-16 | 2001-06-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Selective adsorption process for resid upgrading (law815) |
| US6368495B1 (en) | 1999-06-07 | 2002-04-09 | Uop Llc | Removal of sulfur-containing compounds from liquid hydrocarbon streams |
| US6403526B1 (en) | 1999-12-21 | 2002-06-11 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Alumina trihydrate derived high pore volume, high surface area aluminum oxide composites and methods of their preparation and use |
| FR2802939B1 (fr) | 1999-12-28 | 2005-01-21 | Elf Antar France | Procede de desulfuration des derives du thiophene contenus dans les carburants |
| US6471852B1 (en) | 2000-04-18 | 2002-10-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Phase-transfer catalyzed destruction of fouling agents in petroleum streams |
| US6402940B1 (en) * | 2000-09-01 | 2002-06-11 | Unipure Corporation | Process for removing low amounts of organic sulfur from hydrocarbon fuels |
| ES2179753B1 (es) | 2000-10-11 | 2005-02-16 | Universidad Politecnica De Valencia | Proceso y catalizadores para la eliminacion de compuestos de azufre de la fraccion gasolina. |
| FR2818990B1 (fr) | 2000-12-28 | 2004-09-24 | Total Raffinage Distribution | Procede et dispositif de desulfuration d'hydrocarbures charges en derives thiopheniques |
| US6867275B2 (en) | 2001-03-30 | 2005-03-15 | Rohm And Haas Company | Solid media |
| ES2183710B1 (es) | 2001-04-12 | 2004-01-16 | Univ Valencia Politecnica | Proceso y catalizadores para la eliminacion de compuestos de azufre de la fraccion diesel. |
| US6544409B2 (en) * | 2001-05-16 | 2003-04-08 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Process for the catalytic oxidation of sulfur, nitrogen and unsaturated compounds from hydrocarbon streams |
| CN1272252C (zh) | 2001-07-27 | 2006-08-30 | 千代田化工建设株式会社 | 多孔4族金属氧化物及其制备方法 |
| US6673236B2 (en) | 2001-08-29 | 2004-01-06 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of Natural Resources | Method for the production of hydrocarbon fuels with ultra-low sulfur content |
| AU2002329986A1 (en) | 2001-09-07 | 2003-03-24 | Pennzoil-Quaker State Company | Diesel fuel and method of making and using same |
| EP1461302A4 (en) | 2001-12-13 | 2006-08-02 | Univ Lehigh | OXIDATIVE DESULFURATION OF SULFUR HYDROCARBONS |
| US7153414B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-26 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Process for the upgrading of raw hydrocarbon streams |
| AR043242A1 (es) | 2003-02-24 | 2005-07-20 | Shell Int Research | Preparacion y uso de una composicion de catalizador |
| US20040178121A1 (en) | 2003-03-13 | 2004-09-16 | Leyshon David W. | Organosulfur oxidation process |
| US7175755B2 (en) * | 2003-05-06 | 2007-02-13 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Process for the extractive oxidation of contaminants from raw hydrocarbon streams |
| WO2005019392A2 (en) | 2003-08-01 | 2005-03-03 | The Procter & Gamble Company | Fuel for jet, gas turbine, rocket, and diesel engines |
| US7144499B2 (en) | 2003-11-26 | 2006-12-05 | Lyondell Chemical Technology, L.P. | Desulfurization process |
| US8070937B2 (en) | 2003-12-19 | 2011-12-06 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US20070000810A1 (en) | 2003-12-19 | 2007-01-04 | Bhan Opinder K | Method for producing a crude product with reduced tan |
| US7811445B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-10-12 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
| US20100098602A1 (en) | 2003-12-19 | 2010-04-22 | Opinder Kishan Bhan | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7314545B2 (en) | 2004-01-09 | 2008-01-01 | Lyondell Chemical Technology, L.P. | Desulfurization process |
| EP1841838A1 (en) | 2004-12-29 | 2007-10-10 | BP Corporation North America Inc. | Oxidative desulfurization process |
| US20060234876A1 (en) | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Bhan Opinder K | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US20060231457A1 (en) | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Bhan Opinder K | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7678264B2 (en) | 2005-04-11 | 2010-03-16 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US20060231456A1 (en) | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Bhan Opinder K | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| CN101166808B (zh) | 2005-04-11 | 2013-03-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产具有降低mcr含量的原油产品的方法和催化剂 |
| US7744749B2 (en) * | 2005-09-08 | 2010-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Diesel oil desulfurization by oxidation and extraction |
| US20070295646A1 (en) | 2006-06-22 | 2007-12-27 | Bhan Opinder K | Method for producing a crude product with a long-life catalyst |
| US20080085225A1 (en) | 2006-10-06 | 2008-04-10 | Bhan Opinder K | Systems for treating a hydrocarbon feed |
| EP2190555B1 (en) | 2007-09-04 | 2012-04-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Spray nozzle manifold and process for quenching a hot gas using such an arrangement |
| US7875185B2 (en) * | 2007-09-10 | 2011-01-25 | Merichem Company | Removal of residual sulfur compounds from a caustic stream |
| US8241490B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-14 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US9061273B2 (en) | 2008-03-26 | 2015-06-23 | Auterra, Inc. | Sulfoxidation catalysts and methods and systems of using same |
| US8197671B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-06-12 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US8764973B2 (en) | 2008-03-26 | 2014-07-01 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US8894843B2 (en) | 2008-03-26 | 2014-11-25 | Auterra, Inc. | Methods for upgrading of contaminated hydrocarbon streams |
| US8298404B2 (en) | 2010-09-22 | 2012-10-30 | Auterra, Inc. | Reaction system and products therefrom |
| US8114806B2 (en) | 2008-04-10 | 2012-02-14 | Shell Oil Company | Catalysts having selected pore size distributions, method of making such catalysts, methods of producing a crude product, products obtained from such methods, and uses of products obtained |
| CA2721002C (en) | 2008-04-10 | 2017-08-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Catalyst systems and methods for converting a crude feed with such catalyst systems |
| US20110000823A1 (en) | 2009-07-01 | 2011-01-06 | Feras Hamad | Membrane desulfurization of liquid hydrocarbons using an extractive liquid membrane contactor system and method |
| US8409541B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-04-02 | Shell Oil Company | Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material |
| WO2011091206A2 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| US8530370B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-09-10 | Shell Oil Company | Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material |
| WO2011091200A2 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
| SG181794A1 (en) | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Hydrocarbon composition |
| CA2785453C (en) | 2010-01-21 | 2018-09-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Manganese tetrathiotungstate material |
| US8658027B2 (en) | 2010-03-29 | 2014-02-25 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and oxidative desulfurization process |
| US9574143B2 (en) | 2010-09-07 | 2017-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Desulfurization and sulfone removal using a coker |
| US9574142B2 (en) | 2010-09-07 | 2017-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Process for oxidative desulfurization and sulfone management by gasification |
| US9574144B2 (en) | 2010-09-07 | 2017-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Process for oxidative desulfurization and denitrogenation using a fluid catalytic cracking (FCC) unit |
| US9598647B2 (en) | 2010-09-07 | 2017-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Process for oxidative desulfurization and sulfone disposal using solvent deasphalting |
| US8790508B2 (en) | 2010-09-29 | 2014-07-29 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated deasphalting and oxidative removal of heteroatom hydrocarbon compounds from liquid hydrocarbon feedstocks |
| US8741128B2 (en) | 2010-12-15 | 2014-06-03 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated desulfurization and denitrification process including mild hydrotreating of aromatic-lean fraction and oxidation of aromatic-rich fraction |
| WO2012082851A1 (en) | 2010-12-15 | 2012-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Desulfurization of hydrocarbon feed using gaseous oxidant |
| US20130015104A1 (en) | 2011-07-12 | 2013-01-17 | Adnan Al-Hajji | Process for sulfone conversion by super electron donors |
| US9005433B2 (en) | 2011-07-27 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated process for in-situ organic peroxide production and oxidative heteroatom conversion |
| EP2736636B1 (en) | 2011-07-27 | 2020-01-08 | Saudi Arabian Oil Company | Method for removing sulfur compounds from gaseous hydrocarbons using catalytic compositions |
| US9062259B2 (en) | 2011-07-29 | 2015-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidative desulfurization in fluid catalytic cracking process |
| KR102167636B1 (ko) | 2011-07-31 | 2020-10-19 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 통합 설폰 분해로 산화적 탈황하는 방법 |
| US10125319B2 (en) | 2011-07-31 | 2018-11-13 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated process to produce asphalt and desulfurized oil |
| WO2013049177A1 (en) | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Selective liquid-liquid extraction of oxidative desulfurization reaction products |
-
2010
- 2010-09-22 US US12/888,049 patent/US8298404B2/en active Active
-
2011
- 2011-09-01 WO PCT/US2011/050159 patent/WO2012039910A1/en not_active Ceased
- 2011-09-01 CN CN201180045674.8A patent/CN103154207B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-01 MX MX2013003135A patent/MX2013003135A/es active IP Right Grant
- 2011-09-01 EP EP11827183.2A patent/EP2619286A4/en not_active Withdrawn
- 2011-09-01 RU RU2013117739/04A patent/RU2565594C2/ru active
- 2011-09-01 BR BR112013006559A patent/BR112013006559A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-09-01 CA CA2810690A patent/CA2810690C/en active Active
-
2012
- 2012-10-25 US US13/660,371 patent/US8877013B2/en active Active
-
2014
- 2014-01-21 US US14/159,833 patent/US8961779B2/en active Active
- 2014-04-07 US US14/246,597 patent/US8877043B2/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4444655A (en) * | 1980-02-19 | 1984-04-24 | Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co., Ltd. | Hydrotreatment of heavy hydrocarbon oils containing asphaltenes, and catalysts therefor |
| RU2087520C1 (ru) * | 1994-09-21 | 1997-08-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ очистки нефти, нефтепродуктов и газоконденсата от меркаптанов |
| US6160193A (en) * | 1997-11-20 | 2000-12-12 | Gore; Walter | Method of desulfurization of hydrocarbons |
| US20060011510A1 (en) * | 2004-06-17 | 2006-01-19 | Hiroshi Toshima | Two-step hydroprocessing method for heavy hydrocarbon oil |
| US20080121565A1 (en) * | 2006-10-12 | 2008-05-29 | Kocat Inc. | Process for the reduction of sulfur, nitrogen and the production of useful oxygenates from hydrocarbon materials via one-pot selective oxidation |
| US20090065399A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Kocal Joseph A | Removal of sulfur-containing compounds from liquid hydrocarbon streams |
| WO2009120238A1 (en) * | 2008-03-26 | 2009-10-01 | Applied Nanoworks, Inc. | Sulfoxidation catalysts and methods and systems of using same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140216984A1 (en) | 2014-08-07 |
| WO2012039910A1 (en) | 2012-03-29 |
| CA2810690C (en) | 2019-10-22 |
| US8877043B2 (en) | 2014-11-04 |
| RU2013117739A (ru) | 2014-10-27 |
| CA2810690A1 (en) | 2012-03-29 |
| US8298404B2 (en) | 2012-10-30 |
| BR112013006559A2 (pt) | 2016-06-07 |
| CN103154207A (zh) | 2013-06-12 |
| EP2619286A1 (en) | 2013-07-31 |
| US8961779B2 (en) | 2015-02-24 |
| US20140131256A1 (en) | 2014-05-15 |
| US20120067777A1 (en) | 2012-03-22 |
| CN103154207B (zh) | 2015-11-25 |
| MX2013003135A (es) | 2013-06-28 |
| EP2619286A4 (en) | 2016-06-29 |
| US8877013B2 (en) | 2014-11-04 |
| US20130048543A1 (en) | 2013-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2565594C2 (ru) | Реакционная система и получаемые в ней продукты | |
| Srivastava | An evaluation of desulfurization technologies for sulfur removal from liquid fuels | |
| TWI389732B (zh) | 碱流中殘餘硫化合物之移除 | |
| RU2565758C2 (ru) | Способы улучшения загрязненных потоков углеводородов | |
| US9828557B2 (en) | Reaction system, methods and products therefrom | |
| JP2014528974A5 (ja) | スルホン分解と統合される酸化的脱硫の方法 | |
| US20240351872A1 (en) | Method and system for producing syngas containing hydrogen from waste plastics | |
| CN113046127A (zh) | 烃的脱金属 | |
| EP3692114B1 (en) | Integrated process for activating hydroprocessing catalysts with in-situ produced sulfides and mercaptans | |
| CN104395434A (zh) | 受污染烃流的改质方法 | |
| JP5838211B2 (ja) | 酸化した炭化水素燃料からのスルホンの除去 | |
| CN104119947A (zh) | 一种催化裂化烟气脱硫及后处理工艺 | |
| US9550948B2 (en) | Sulfone cracking using supercritical water | |
| KR20240155055A (ko) | 폐플라스틱으로부터 정제 탄화수소의 제조 방법 및 제조 시스템 | |
| CN101063044B (zh) | 一种柴油氧化脱硫方法 | |
| FI67720B (fi) | Avlaegsnande av smao syramaengder | |
| RU2541315C1 (ru) | Способ очистки жидких моторных топлив от серосодержащих соединений | |
| DeLancey | i, United States Patent (10) Patent No.: US 8877013 B2 | |
| CN119463918A (zh) | 一种与汽油生产相联合的烃流抽提脱硫方法和系统 | |
| RU2191202C1 (ru) | Способ очистки углеводородных фракций | |
| Jiang | Deep Eutectic Solvents Extraction of Dibenzothiophene in Model Diesel | |
| Akhmadullin et al. | Desulphurization of petroleum products and sewage decontamination using polymeric KSM catalyst | |
| Akhmadullina et al. | KAZAN NATIONAL RESEARCH TECHNOLOGICAL UNIVERSITY | |
| Le Choufoer | 18. Development in Treating Processes for the Petroleum Industry |