Способ гидроочистки тяжелых нефтяных дистиллятов. Гидроочистка тяжелой нефти


Технология hydro-imp для переработки тяжелой нефти Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность»

ё Хорхе Анчита

Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти

УДК 665.637.3

ТЕХНОЛОГИЯ HYDRO-IMP ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ

Хорхе АНЧИТА

Национальный политехнический институт, Мексиканский институт нефти, Мехико, Мексика

Гидроочистка является одним из наиболее важных процессов в нефтеперерабатывающей отрасли не только для переработки тяжелой нефти, но и для производства топлива с низким содержанием примесей, а также подготовки сырья для различных деструктивных процессов. В работе представлены результаты экспериментов, полученные на стадиях опытного и полупромышленного внедрения переработки тяжелой нефти. Во всех экспериментах использовалась мексиканская тяжелая нефть (10, 13 и 16°API) с высоким содержанием примесей (плотность в градусах API и относительная плотность нефти при базовой температуре 15,6 °С могут быть легко преобразованы: 10°API = 998 кг/м3, 13°API = 977,3 кг/м3, 16°API = 957,4 кг/м3). Гидроочистка последовательно проводилась в двух реакторах с неподвижным слоем катализатора при средней интенсивности реакции. Очистка от серы, металлических примесей и асфальтенов, а также изменения плотности и вязкости отслеживались при различных условиях реакции в режиме рабочего времени. Полученная в результате переработки нефть содержала меньшее количество примесей и имела более высокую плотность, при этом осадкообразование находилось ниже предельно допустимого уровня. Очистка от примесей на стадии полупромышленного внедрения была более эффективной по сравнению с экспериментами на опытной установке. Было доказано, что чем тяжелее сырье, тем большим будет прирост качества продукции. Например, сырая нефть плотностью 10°API после переработки может иметь плотность ~22°API (920 кг/м ) (Д°АР1 = 12), тогда как сырая нефть плотностью 16°API - плотность до ~25°API (902,3 кг/м3) (Д°АР1 = 9). Осадкообразование также поддерживалось на уровне менее 0,05 % от общей массы сырья, никаких других проблем (чрезмерный перепад давления в реакторе, закупорка и т.д.) в ходе экспериментов не наблюдалось.

Ключевые слова: гидроочистка, тяжелая нефть, переработанная нефть

Как цитировать эту статью: Анчита Хорхе. Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти // Записки Горного института. 2017. Т. 224. С. 229-234. DOI: 10.18454/PMI.2017.2.229

Введение. Мировое потребление энергии растет с каждым годом. На сегодняшний день 33 % от общемировых поставок электроэнергии приходится на нефть [8] и, вне всякого сомнения, это самый распространенный источник жидкого топлива.

Ожидается, что этот сценарий будет продолжаться следующие 50 лет [1, 2]. Мировое потребление продуктов нефтепереработки значительно выросло за последние 20 лет (рис.1). В частности, за последнее десятилетие использование нефтепродуктов возросло на 12,2 %. Эта тенденция объясняется быстрорастущим спросом на автомобильное и авиационное топливо, особенно в развивающихся странах и регионах, таких как Китай, Россия и Латинская Америка [7].

Растущая добыча тяжелой сырой нефти требует новых методов подготовки и переработки. Тяжелая сырая нефть содержит значительное количество смол, асфальтенов и сложных соединений, которые негативно сказываются не только на качестве нефтепродуктов, но и на работе оборудования. Еще одной отличительной чертой тяжелой нефти является ее высокая вязкость, которая может достигать 10000 мПа-с [6].

а б

4500

4000 -

3500

£

U £

о

с

3000

2500 -

2000

1990

4000т

3500-

3000

ft &

ю

2000

й §

Л

ю

о «

1500

1000 500

1995

2000

2005 2010 Год

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Год

Рис. 1. Мировое потребление продуктов нефтепереработки (а), добыча сырой нефти в Мексике (б)

1 - сверхлегкая; 2 - легкая; 3 - тяжелая

3

1

ё Хорхе Анчита

Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти

Существует множество исследований, которые пытаются найти наилучший способ переработки тяжелой нефти, один из них - это метод, включающий в себя деасфальтизацию, гидроочистку, замедленное коксование, деметаллизацию и процессы термического разложения, или газификации [10].

Гидроочистка - это проверенная технология, применяемая в нефтеперерабатывающей отрасли на протяжении последних 60 лет для повышения качества углеводородных потоков. Это базовый процесс переработки, используемый для широкого диапазона потоков, от прямогонной нафты до вакуумных остатков или даже тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти [9]. Путем гидроочистки тяжелая нефть может быть преобразована в более легкие нефтепродукты и одновременно очищена от серы, металлов и асфальтеновых соединений. Раньше считалось, что гидроочистка экономически нецелесообразна для переработки тяжелой нефти. По крайней мере два фактора ослабляли интерес к технологии: высокая стоимость водорода и способность существующих технологий удовлетворить спрос на высококачественные нефтепродукты за счет переработки обычной сырой нефти. Тяжелая нефть и нефтяные остатки, как правило, считаются низкокачественным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Поэтому они часто рассматриваются в качестве исходного материала в различных вариантах переработки. На самом деле существует тенденция снижения качества исходной сырой нефти, поскольку сегодня сырье для нефтепереработки в среднем характеризуется более высокой плотностью и большим содержанием серы, чем нефтяное сырье двадцатилетней давности. Это означает большие объемы остатков и более тяжелую нефть, поступающую в переработку.

Существует несколько веских причин для использования водорода при переработке тяжелой нефти, а именно: снижение содержания, или полное удаление, серы из нефтепродуктов; производство продукции, имеющей приемлемую спецификацию; повышение выхода (и стабильности) бензина; снижение дымности керосина; совершенствование теплотехнических характеристик топливной фракции с учетом экологических требований [4].

В целом за последние 30 лет была зафиксирована растущая зависимость от высокосернистой тяжелой нефти и нефтяных остатков как результат постоянно растущих цен на традиционную сырую нефть и снижения ее доступности в связи с истощением запасов в разных регионах мира. Более того, набирающее силу стремление перерабатывать как можно больше низкокачественного исходного сырья в жидкие нефтепродукты приводит к росту общего содержания серы в конечной продукции. Это значит, что очистительные установки должны по-прежнему удалять существенные объемы серы из более легких продуктов, но остатки и тяжелая сырая нефть представляют собой особенно сложную проблему. На сегодняшний день ясно, что существуют и другие проблемы, связанные с переработкой тяжелого сырья, и это тяжелое сырье, постепенно превращающееся в жидкое топливо будущего, требует особого внимания.

Гидроочистка нефтяных фракций уже давно является неотъемлемой частью нефтепереработки и в той или иной форме используется на каждом современном нефтеперерабатывающем заводе. Процесс происходит за счет каталитической реакции сырья с водородом, в ходе которой образуются углеводородные продукты более высокого качества. Технология гидроочистки хорошо известна для газойлей и низкокипящих продуктов, но нет исчерпывающего источника информации относительно переработки тяжелой сырой нефти и нефтяных остатков. Действительно, переработка тяжелой нефти и остатков сопряжена с некоторыми проблемами, которые отсутствуют при переработке дистиллятов и которые требуют изменения процесса для выполнения ряда особых требований, необходимых для сероочистки тяжелого сырья [5].

Цель данной работы - показать основные аспекты процесса переработки тяжелой нефти и нефтяных остатков, разработанного в Мексике. В работе отмечается, что гидроочистка в реакторе с неподвижным слоем катализатора при средней интенсивности реакции является технически и экономически привлекательным вариантом для переработки мексиканской тяжелой нефти.

Характеристика процесса HYDRO-IMP. Мексиканский нефтяной институт разработал каталитический процесс (HYDRO-IMP), основная цель которого заключается в переработке тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти. Технология HYDRO-IMP помогает получить продукцию с низким содержанием примесей (серы, металлов, асфальтенов), легко поддающуюся переработке и имеющую более высокую цену на рынке [3].

ё Хорхе Анчита

Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти

Процесс HYDRO-IMP основан на каталитической гидроочистке (гидрокрекинге) тяжелой нефти при умеренных условиях эксплуатации и достигает высокой степени очистки от металлов, серы, азота и асфальтенов, а также существенного преобразования тяжелых фракций сырья в более ценные дистилляты, при этом поддерживая осадко- и шламообразование на очень низких уровнях. Наиболее важными характеристиками данного процесса являются относительно низкие инвестиционные и эксплуатационные затраты, а также перспективная доходность вложений.

Основные области применения процесса HYDRO-IMP:

- умеренное преобразование тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти в промежуточный дистиллят, имеющий большую ценность на рынке;

- частичное преобразование тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти для производства легко-транспортируемых продуктов путем снижения вязкости;

- преобразование нефтяных остатков на НПЗ.

Упрощенная схема процесса HYDRO-IMP приведена на рис.2. Начальный этап представляет собой разделение всего потока тяжелой сырой нефти (ТСН) на легкую и тяжелую фракции (как правило, остаток атмосферной перегонки). Тяжелая фракция подвергается гидроочистке в первом реакторе с фиксированным слоем катализатора, где производится удаление большинства металлов и асфальтенов, а также хотя бы части серы и азота. Далее частично переработанная продукция поступает во второй реактор для достижения требуемых уровней серо- и азотоочистки, а также среднего уровня гидрокрекинга. Выходящий из реактора поток направляется в сепаратор высокого давления, где жидкие нефтепродукты отделяются от газов. Поток жидких нефтепродуктов на выходе из сепаратора подвергается дополнительному отпариванию для удаления оставшегося растворенного сульфида водорода. Газовая смесь из сепаратора попадает в скруббер для очистки от сульфида водорода и аммиака, а выходящий поток, состоящий практически из чистого водорода, заново сжимается и возвращается обратно в систему реакторов. Наконец, либо поток жидких нефтепродуктов смешивается с легкой фракцией для получения нефти более высокого качества, либо оба потока (нефтепродукты из реакторов и легкая фракция после фракционирования) могут быть направлены на дальнейшую переработку нефти. Первый вариант нацелен на производство нефти более высокого качества из коммерческих соображений (сектор разведки и добычи), а задача второго варианта - осуществить предварительную подготовку сырой нефти до ее попадания в колонну атмосферной перегонки.

Подача h3

Переработка h3

Легкая фракция

Тяжелая сырая нефть

Тяжелая фракция

А

L

а

Очистка

Скруббер

Регенерированный ДЭА

п

Реакторы гидроочистки

(

Насыщенный ДЭА

Серосодержащий газ

Отпарная колонна

>

Сепаратор высокого давления

Переработанная нефть

Рис.2. Упрощенная схема процесса HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти и нефтяных остатков

Рис.3. Общий внешний вид экспериментального оборудования а - опытная установка; б, в - некоторые секции полупромышленной установки

а

30

25

< 20

я н о ч

с

10

1000 2000 3000

Время, ч

4000

б

л

<D О <D S

я й

О

U

3 -

1 -

1000

2000 Время, ч

3000

4000

300

250 -

в 200 -

150

£ 100 -

50 -

1000

2000 Время, ч

3000

4000

Рис. 4. Экспериментальные результаты, полученные на опытной установке а - °АР! = 12,71; б - массовое содержание серы в сырье = 5,22 %; в -№ + V в сырье = 507 wppm

4

2

5

0

0

в

0

ё Хорхе Анчита

Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти

Результаты и обсуждение. Гидроочистка тяжелой нефти (13°API) производилась на опытной установке, расположенной на производственной площадке Мексиканского нефтяного института. Основные характеристики установки следующие: два последовательно расположенных реактора с фиксированным слоем катализатора, 500 мл катализатора на реактор, эксплуатация в изотермическом режиме, производительность порядка 1 барреля/день. Полупромышленные испытания проводились на установке производительностью ~ 10 баррель/день, расположенной в Нью-Джерси (США). Внешний вид обеих установок представлен на рис.3.

Экспериментальные результаты. Результаты по изменению плотности, содержания серы и металлов, полученные на опытной установке и представленные как функция от времени, приведены на рис.4. Этот долгосрочный эксперимент продолжался 5 мес., за это время не наблюдалось проблем с осадкообразованием, которое постоянно поддерживалось на уровне менее 0,05 % от общей массы сырья. В ходе эксперимента имелись небольшие эксплуатационные сложности, однако все они были оперативно решены. Температура реакторов постоянно корректировалась для получения переработанной нефти постоянной плотности (21-22°API) из сырья плотностью порядка 13°API. Также было получено принципиально важное снижение содержания серы (с 5,22 до ~2-2,5 % от общей массы) и металлов (Ni+V) (с 507 до ~ 200 wppm).

Результаты, полученные в ходе полупромышленных испытаний с использованием того же сырья (сырая нефть плотностью 13°API), катализаторов и условий эксплуатации, хорошо согласуются с опытными данными. Фактически, очистка от примесей на стадии полупромышленного внедрения была даже более эффективной по сравнению с экспериментами на опытной установке (массовая доля серы снижена до 1,1 %, металлов - до 98 wppm). На стадии полупромышленных испытаний также была использована другая тяжелая нефть, отличающаяся по своей плотности, при этом наблюдалось аналогичное поведение сырья в различных реакциях. Характерные результаты для изменения плотности нефти, полученные на полупромышленной стадии, а также соответствующие условия реакции представлены на рис.5. Видно, что, чем тяжелее сырье, тем больше прирост качества продукции. Например, сырая нефть плотностью 10° API после переработки может иметь плотность ~22°API (A°API = 12), тогда как сырая нефть плотностью 16° API -плотность до ~25° API (A° API = 9). Осадкообразование также поддерживалось на уровне менее 0,05 % от общей массы сырья, никаких других проблем (чрезмерный перепад давлений в реакторе, закупорка и т.д.) в ходе экспериментов не наблюдалось.

Выводы

1. Технико-экономическое исследование, проведенное для оценки применения технологии на установках переработки тяжелой сырой нефти и на традиционном нефтеперерабатывающем оборудовании, выявило важные преимущества процесса HYDRO-IMP по сравнению с существующими технологиями, экономически эффективными для переработки тяжелых остатков.

2. Улучшение качества тяжелой сырой нефти, полученное за счет применения технологии HYDRO-IMP, характеризуется более высоким выходом дистиллятов, снижением содержания серы, металлов, асфальтенов и предшественников кокса, более низкой кислотностью, коррозионностью, вязкостью и тенденцией к отложению осадков. Эти характеристики упрощают погрузку, транспортировку и переработку тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти и увеличивают их рыночную стоимость.

3. Результаты, полученные в ходе полупромышленного внедрения технологии с использованием аналогичного сырья (нефть плотностью 13°API), катализаторов и условий эксплуатации оборудования, хорошо согласуются с данными опытных испытаний.

си < 28

g 27

% 26 «

И 25

й н о ю й Л

& 23

и

24

22

21

ё 20

8 10 12 14 16 18 20 Плотность сырой нефти, °API

22

Рис.5. Плотность переработанной нефти как функция плотности исходного сырья

6

ё Хорхе Анчита

Технология HYDRO-IMP для переработки тяжелой нефти

4. Очистка от примесей на стадии полупромышленного внедрения была более эффективной по сравнению с экспериментами на опытной установке (массовая доля серы снижена до 1,1 %, металлов - до 98 wppm).

5. Чем тяжелее сырье, тем больше прирост качества продукции. Например, сырая нефть плотностью 10°API после переработки может иметь плотность ~22°API (A°API=12), тогда как сырая нефть плотностью 16°API - до ~25°API (A°API=9). Осадкообразование также поддерживалось на уровне менее 0,05 % от общей массы сырья, никаких других проблем (чрезмерный перепад давлений в реакторе, закупорка и т.д.) в ходе экспериментов не наблюдалось.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ancheyta J. Heavy oils and residua / J.Ancheyta, J.G.Speight. Chapter 1. In Hydroprocessing of Heavy Oils and Residua. CRC Press, Taylor & Francis, Boca Raton. FL, 2007. P. 17-30.

2. Ancheyta J. Hydroprocessing chemistry / J.Ancheyta, J.G.Speight. Chapter 3. In Hydroprocessing of Heavy Oils and Residua. CRC Press, Taylor & Francis, Boca Raton. FL, 2007. P. 52-68.

3. Ancheyta J. Changes in asphaltene properties during hydrotreating of heavy crudes / J.Ancheyta, G.Centeno, F.Trejo, G.Marroquin // Energy Fuels. 2003. N 17(5). Р. 1233-1238.

4. Alvarez A. Modeling residue hydroprocessing in a multi-fixed-bed reactor system / A.Alvarez, J.Ancheyta // Appl. Catal, 2008. N 351(2). P. 148-158.

5. Alvarez A. A modeling study on the effect of reactor configuration on the cycle length of heavy oil fixed-bed hydroprocess-ing / A.Alvarez, J.Ancheyta, G.Centeno, G.Marroqui // Fuel. 2011. N 90(12). P. 3551-3560.

6. Boitsova A. Changes in the properties of heavy oil from yarega oilfield under the action of magnetic fields and microwave radiation / A.Boitsova, N.Kondrasheva // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. 2016. Vol. 50. N 5. P. 847-851.

7. Enerdata // Global Energy Statistical Yearbook. 2011.Available on http://www.enerdata.net.

8. International Energy Agency // Key world energy statistics. 2010. Available at: http://www.iea.org.

9. Jimenez F. Modeling of trickle bed reactor for hydrotreating of vacuum gas oils: Effect of kinetic type on reactor modeling / F.Jimenez, K.Ojeda, E.Sanchez, V.Karafov, R.Maciel Filho; Ed. V.Plesu, P.S.Agachi // In 17th European Symposium on Computer Aided Process Engineering - ESCAPE17. Elsevier BV, Amsterdam, the Netherlands, 2007. 247 p.

10. Kondrasheva N. Research the possibility of obtaining high-quality petroleum coke from heavy Yaregskaya oil / N.Kondrasheva, V.Vasilyev, A.Boytsova // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 2016. N 6. Р.14-18.

Автор Хорхе Анчита, д-р техн. наук, профессор, руководитель проекта, [email protected] (Национальный политехнический институт, Мексиканский институт нефти, Мехико, Мексика). Статья принята к публикации 30.11.2016.

cyberleninka.ru

Гидроочистка и гидрокрекинг нефтяных фракций

    Гетерогенно-каталитические процессы нашли самое широкое применение в промышленном органическом синтезе, нефтехимии и нефтепереработке. С помощью гетерогенных катализаторов осуществляют процессы гидрирования и дегидрирования, каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки нефтяных фракций, окисления и окислительного аммонолиза, гидратации, полимеризации и другие важные многотоннажные химические процессы. [c.632]

    Таким образом при гидроочистке легких нефтяных фракций можно определять теплоту процесса, пользуясь рассмотренными выше методами расчета теплот процессов гидрокрекинга. [c.122]

    Гидрокрекинг и гидроочистка нефтяных фракций [c.151]

    Гидроочистка и гидрокрекинг нефтяных фракций [725, 126, 154, 157] [c.246]

    Осуществляется процесс гидроочистки нефтяной фракции, который сопровождается частным гидрокрекингом. Протекающие химические процессы можно описать реакциями А —у [А, и Лд— — сырье, 1 — продукты гидрокрекинга, Лд и Лд — соединения серы в А и [c.224]

    Очистка сульфидных сточных вод. Сульфидные сточные воды содержат значительное количество сероводорода, сульфидов, гидросульфидов аммония, фенолов, цианидов и других веществ. Основным источником сульфидных сточных вод является паровой конденсат, который контактировал с сернистыми соединениями. Его собирают из рефлюксных емкостей атмосферных и вакуумных колонн, с установок каталитического и термического крекинга и риформинга, висбрекинга, газофракционирования, гидроочистки, гидрокрекинга и коксования. Некоторое количество этих сточных вод может образовываться и при конденсации водяного пара от вакуумных эжекторов, пропариваемых водяным паром коксовых камер на установках замедленного коксования, а также при газовоздушной регенерации катализаторов гидроочистки различных нефтяных фракций. [c.156]

    Основными гидрогенизационными процессами, широко распространенными в промышленности, являются 1) гидроочистка нефтяных фракций от серы, азота и кислорода с целью повышения качества продуктов или подготовки к дальнейшей переработке 2) гидрирование алкенов и ароматических углеводородов, содержащихся в нефтяных фракциях 3) гидрокрекинг нефтяных фракций. [c.5]

    Гидрокрекинг и гидроочистка нефтяных фракций Моделирование процессов гидрокрекинга с использование  [c.4]

    С повышением молекулярного веса нефтяной фракции удаление серы и азота из серу- и азотсодержащих соединений путем гидрирования с использованием имеющихся катализаторов становится все более трудной задачей. Нежелательные свойства смазочным маслам придает в основном наиболее трудно удаляемый азот. Поэтому установки для гидроочистки смазочных масел конструируются в расчете на работу в самых жестких условиях рабочего диапазона температура поддерживается вблизи 400°С, а давление - около 100 атм, В этих условиях, кроме обычных реакций удаления серы и азота, могут проходить некоторые реакции гидрокрекинга и, возможно, дегидрогенизации циклогексановых колец в ароматические. [c.246]

    Таким образом, гидрогенизационные процессы развиваются а двух основных направлениях I) безостаточная деструктивная переработка нефтяного сырья с целью получения продуктов меньшей молекулярной массы (гидрокрекинг) 2) глубокая очистка различных нефтяных фракций от непредельных и сернистых соединений (гидроочистка). [c.264]

    Во-первых, водород может быть выделен из метано-водород-ной фракции установок газоразделения, отдувочных газов установок гидроочистки и гидрокрекинга. Содержание водорода в этих газах колеблется от 30 до 60% (об.). Наиболее перспективные методы получения водорода с концентрацией 96—99% (об.) —низкотемпературное фракционирование, адсорбция на молекулярных ситах, абсорбция нефтяными фракциями. [c.283]

    В России широкое развитие получили процессы гидроочистки светлых нефтепродуктов, а не процессы гидрокрекинга и гидрообессеривания тяжелых нефтяных фракций и остатков. [c.7]

    Каталитические процессы. Среди каталитических процессов наиболее распространены каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка нефтяных фракций, гидрокрекинг, алкилирование, изомеризация, производство кислородсодержащих добавок (метил-ш/ ет-бутилового эфира). [c.261]

    Увеличить превращение тиофена можно повышением общего давления и молярного соотношения водорода к сырью. При практическом осуществлении гидроочистки нефтяных фракций, содержащих тиофены, достичь полного удаления серы не удается. При высоком содержании сернистых соединений в сырье тепловыделение в реакторе может быть довольно значительным. При этом могут протекать реакции гидрокрекинга углеводородов с образованием продуктов меньшей молекулярной массы  [c.824]

    В этом случае можно предложить два направления разработки процесса Энергетических нефтеперерабатывающих заводов . В первую очередь процесс, где предусматриваются гидроочистка, гидрокрекинг и, в конечном счете, гидрогазификация всех продуктов, которые получаются в результате первичной фракционной разгонки сырой нефти. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 17,а. По этой схеме сырая нефть разгоняется на лигроин и легкие продукты, легкие и тяжелые газойли, а также на остаточное нефтяное топливо. Лигроин десульфурируется по гидрометоду и перерабатывается в ЗПГ по методу низкотемпературной конверсии. Легкий газойль подвергается гидрокрекингу, а получаемые в результате этого легкие фракции смешиваются с направляемым непосредственно в реактор лигроином. Тяжелый газойль и остаточные продукты, проходящие десульфурацию в отдельных устройствах, смешиваются и продаются как малосернистое жидкое топливо [8, 9]. Необходимое для осуществления процесса конверсии количество водорода может быть получено либо путем паровой конверсии части лигроина, либо путем частичного окисления остаточного топлива. [c.148]

    Независимо от природы, они отравляют катализаторы риформинга и гидрокрекинга, снижая их кислотную функцию. Удаление их из нефтяных фракций повышает качество топлив. Присутствие азотистых соединений тормозит процесс обессеривания. Д/1я их удаления требуются более жесткие условия и специальные катализаторы. Ниже приведены основные схемы превращения азотистых соединений в условиях гидроочистки (схема 12.5). [c.827]

    Гидрокрекинга, гидроочистки и гидрообессеривания нефтяных фракций на катализаторах с последующей переработкой их с извлечением всех ценных металлов. [c.8]

    Указанная задача может быть выполнена главным образом за счет использования процессов каталитического крекинга, гидроочистки, гидрокрекинга, гидрирования, гидроизомеризации и др. Эти процессы позволяют удалять из нефтяных фракций гетероатомные соединения и металлы, регулировать углеводородный состав топливных и масляных фракций и тем самым получать товарные продукты, удовлетворяющие требованиям современной техники [1]. [c.3]

    Процессы гидроочистки бензинов, дизельных и остаточных топлив широко используются в промышленности. Их осуществляют также в неподвижном слое катализатора под давлением водорода. Катализатор активирует гидрогенолиз С—8-связей и удаление серы из жидких углеводородов в виде Но8, который затем абсорбируется соединениями основного характера. Необходимость глубокой очистки от серы (нанример, современные катализаторы платформинга эффективны нри содержании серы в сырье около 1 /оо) заставляет осуществлять процесс гидроочистки в жестких условиях, так что он обязательно сопровождается гидрокрекингом, т. е. гидрогенолизом С—С-связей. Это указывает ыа необходимость учета гидрокрекинга при моделировании процессов гидроочистки. В нефтяных фракциях присутствуют различные сероорганические соединения, причем по скорости удаления их можно разложить в ряд меркаптаны > сульфиды >тиофены [42]. Кроме того, скорость гидрогенолиза зависит и от молекулярной массы сероорганического соединения высокомолекуля )ные соединения подвергаются гидрогенолизу со скоростями, во много раз меньшими, чем низкомолекулярные, так что необходимо ужесточение режима при переходе к более тяжелому сырью. [c.364]

    Как известно, гидроочистку дизельного топлива проводят для снижения содержания серы и увеличения цетанового числа [выше уже отмечалось, что по новому законодательству США в дизельном топливе содержание серы не должно превышать 0,05% (мае.)], гидроочистку вакуумных газойлей-для уменьшения содержания серы, азота и ароматических углеводородов в сырье каталитического крекинга, это способствует увеличению выхода высокооктанового бензина. Мазут и гудрон подвергают гидрированию также с целью последующего каталитического крекинга или сразу же проводят гидрокрекинг (в зависимости от структуры завода). На ряде заводов эффективность гидрокрекинга тяжелых фракций нефти очень высока. Например, на установке гидрокрекинга гудрона (фракции нефти с температурой начала кипения выше 538 °С) завода корпорации Амоко в Техасе конверсия сырья достигает 75%. По набору установок гидроочистки и их производительности наилучшие позиции занимают компании Филлипс, Лиондел и корпорация Эксон. Установки наибольшей производительности по гидрокрекингу нефтяных фракций находятся на заводах компаний Инокал и Ситго. [c.95]

    Процесс гидрокрекинга и гидроочистки различных нефтяных фракций, преимущественно тяжелых остатков, содержащих металлы, известен под названием Хайдроойл [68—70, 309]. Он проводится в суспензии, содержащей 40 кг/м гранул (0,5—1,0 мм). [c.124]

    Получ. в пром-сти — путем взаимод. углеводородов (в осн. СШ), содержащихся в прир. и коксовом газах и в газах нефтепереработки, с водяным паром или неполным окисл. их кисломдом, а также электролизом Н2О в присут. HzSOi или NaOH в лаб.— в приборах Киппа р-цией Zn с разбавл. соляной или серной к-тами. Примен. для пром. синтеза Nh4, НС1 в составе синтез-газа — для получ. СНзОН, синт. жидкого топлива при гидроочистке и гидрокрекинге нефтяных фракций для гидрогенизации жиров и др. при гидрогенолизе для сварки и резки металлов водо-родо-кислородным пламенем для получ. W, Мо, Re из их оксидов и.фторидов для восст. UFe до UF4 и UO3 до UOi. В. и его соед. перспективны для хранения и транспортирования энергии, изотопы В.— как термоядерное горючее. [c.104]

    По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности швода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в атом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива. [c.151]

    Ниже будет рассмотрен метод расчета теплот гидроочист-ки — гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций, в которых содержание соединений серы значительное. В процессах гидроочистки — гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций протекают реакции гидрирования полициклических ароматических соединений, гидрокрекинга, гидрогенолиза С—5-связей и др. Получить надежные данные об изменении в ходе процесса индивидуальных структур обычно не удается. Поэтому использование данных о теплотах реакций индивидуальных структур оказывается затруднительным. [c.151]

    Применение. Газообразный В. применяют для синтеза NHз, СН3ОН, высших спиртов, углеводородов, НС1 и др., как восстановитель при получении мц. орг. соединений, в т.ч. пищ. жиров. В металлургии В. используют для получения металлов, создания защитной среды при обработке металлов и сплавов, в нефтепереработке-для гидроочистки нефтяных фракций и смазочных масел, гидрирования и гидрокрекинга нефтяных дистиллатов, нефтяных остатков и смол. В. применяют также в произ-ве изделий из кварцевого стекла и др. с использованием водородно-кислородного пламени (т-ра выше 2000 °С), для атомно-водородной сварки тугоплавких сталей и сплавов, для охлаждения турбогенераторов, как восстановитель в топливных элементах. [c.401]

    ГИДРООЧИСТКА, осуществляется действием водорода на прямогонные нефтяные фракции и вторичные продукты их термокаталитич. переработки в прнсут. катализатора. Применяется с целью получения малосернпстых бензинов, реактивных, дизельных н печных топлив, а также подготовки сырья для каталитич. крекинга и риформинга, гидрокрекинга и др. Основные р-ции, происходящие прн Г. гидрогенолиз связей углерод-гетероатом с практически полным превращ серо-, азот- и кислородсодержащих орг. соед. в предельные углеводороды с одноврем. образованнем легко удаляемых H S, Nh4 и водяных паров гидрирование непредельных углеводородов. При Г. происходит также разрушение металлоорг. соединений. [c.566]

    Катализаторы гетерогенного гидрирования-обычно многокомпонентные каталитич. системы на основе платиновых и др. переходных металлов, а также их оксидов или сульфидов. Нанесенные оксидные К. г., применяемые обычно для гидрирования в газовой фазе, получают осаждением гидроксидов металлов из р-ров их солей на пористый носитель или пропиткой последнего р-ром соли активного компонента, затем следует сушка и восстановление. Пористые К., применяемые обычно для гидрирования в жидкой фазе, готовят выщелачиванием сплавов, содержащих активный в р-цин гидрирования металл, напр. Ni, Со, Fe, u, Pt, Re (см. Катализаторы). Наиб, распрюстранение такие К. г. получили в нефтеперерабатывающей пром-сти в процессах гидроочистки и гидрообессеривания нефтяных фракций и остатков, гидрокрекинга, каталитического риформинга. Более подробно см. Катализаторы процессов нефтепереработки. [c.339]

    Тяжелые остаточные нефтяные фракции по технологии, запатентованной учеными Амоко, подвергают гидроочистке с последующим крекингом легкого гидрогенизата и коксованием тяжелого гидрогенизата с получением кокса. На заводе функционируют 24 установки 2 установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти, 3 установки каталитического крекинга (одна установка производительностью 8500, другая-5000 и самая большая-типа Ортофлоу-17 500 т/день), комплекс коксования, установки гидроочистки средних, светлых и вакуумных дистиллятов, нефтяных остатков, 3 установки риформинга бензинов с частичным извлечением ароматических углеводородов, 2 установки производства водорода, комплекс извлечения серы по Клауссу, установки гидрокрекинга, изомеризации, очистки отработанной воды. [c.104]

    Продукт гидроочистки нефтяной фракции с т. кип. 218— 400° С Продукт гидрокрекинга, бензин NiO на AI2O3— Pt (0,5%) на декатионизированном молекулярном сите Y 105,5 бар, 385° С, 2 ч [3190] [c.179]

    Бирокое применение процесса каталитического риформинга для получения высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов обеспечивает нефте1перерабатывающие заводы большим количеством водородсодержащих газов (выход водорода до 2% на сырье риформинга), которые стали использовать в различных процессах переработки нефтяных фракций. Вовлечение в переработку сернистых и высокосернистых нефтей, а также необходимость углубления переработки нефти потребовали расширения использования вторичных процессов переработки нефтяных фракций и в первую очередь тех, в которых участвует водород, это — гидроочистка, гидрокрекинг и гидрирование. [c.3]

    Химизм различных процессов гидрогенизациониой переработки высококипящих нефтяных фракций весьма близок, основные различия состоят в глубине отдельных превращений. Поэтому названия процессов довольно условны и отражают их основное направление. Под гидрогенизационным облагораживанием подразумевается процесс, в котором осуществляется более глубокое преобразование сырья (и при более жестких условиях), чем при обычной гидроочистке, но менее глубокое (и при менее жестких условиях), чем при гидрокрекинге. Иначе говоря, с точки зрения оперативных условий и глубины химического превращения гидрогенизационное облагораживание занимает промежуточное положение между процессами гидроочистки и гидрокрекинга. [c.4]

    Значительные успехи достигнуты в промышленном катализе на цеолитных системах. Разработаны новые катализаторы для процессов, в которых ЦСК уже применялись, — процессов крекинга, гидрокрекинга, селектоформинга, изомеризации к-парафинов, в том числе содержащихся в легких бензинах, изомеризации ароматических углеводородов g. Возрос масштаб производства и потребления катализаторов, расширился их ассортимент. Стало возможным вовлекать в переработку новые виды сы ья [1, 4J. Началась промышленная эксштуатация цеолитных катализаторов в процессах гидроочистки нефтяных фракций, алкилирования бензола этиленом в этилбензол, получения пропана из бутана, диспропорционирования толуола в бензол и ксилолы, денарафини-зации масел, восстановления оксидов азота аммиаком (единственный пока неорганический процесс, в котором нашли применение цеолитные контакты используется для очистки отходящих газов ряда химических производств), конверсии метанола в бензин [1, 4]. [c.138]

chem21.info

Нефть гидроочистка - Справочник химика 21

    Павлодарский НПЗ-один из лучших заводов по соотношению первичных и вторичных процессов. Построен в 1978 г. в г. Павлодаре. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Омск-Павлодар. Глубина переработки нефти составляет 77,9%). На заводе построены 2 комбинированные установки ЛК-6У и КТ-1. Как известно, установка ЛК-6У включает атмосферную перегонку нефти, гидроочистку бензинов, керосина, дизельного топлива, риформинг и ГФУ. В состав комбинированной установки КТ-1 входят вакуумная установка мазута, установки гидроочистки вакуумного газойля, каталитического крекинга с лифт-реактором, газофракционирующая установка, установка висбрекинга гудрона. [c.157]     Наиболее эффективны широко распространенные в СССР и за рубежом в производстве реактивных топлив процессы каталитической гидрогенизационной обработки дистиллятов [16— 18]. Эти процессы позволяют с одной стороны улучшить эксплуатационные свойства топлив (по ряду показателей), с другой, — расширить сырьевую базу реактивных топлив путем вовлечения в переработку высокосернистых и ароматизированных нефтей (гидроочистка и гидродеароматизация), тяжелых нефтяных дистиллятов, продуктов переработки нефти (гидрокрекинг).  [c.14]

    Дизельное топливо используется в двигателях с воспламенением от сжатия, а также в судовых газовых турбинах. Изготавливают его из продуктов прямой перегонки нефти, гидроочистки и депарафинизации, а также смешением продуктов, полученных при использовании указанных процессов, с легким газойлем каталитического крекинга. [c.434]

    В процессе подготовки и переработки нефти и газа, в последующих вторичных процессах обработки дистиллятов широкое распространение получили колонные аппараты. Они являются основными при первичной перегонке нефти, гидроочистке, термическом и каталитическом процессах, газофракционировании (коксовании) и т.д. [c.80]

    Сернистых нефтей гидроочистки [c.10]

    Трансформаторное сернистых нефтей гидроочистки МРТУ 12Н 95-64 40—70 2,5—10 7-17 13—26 0,3—1,2 [c.25]

    Керосин осветительный предназначается для ламп, керосинок, керогазов и примусов и изготовляется из продуктов прямой перегонки нефти. Для обеспечения требуемой высоты некоптящего пламени в осветительных керосинах должно содержаться минимальное количество ароматических углеводородов, а также смол и нафтеновых кислот, засоряющих поры фитилей. Керосиновые дистилляты подвергаются сернокислотной очистке, а керосин из сернистых нефтей — гидроочистке. [c.175]

    Мозырский нефтеперерабатывающий завод построен в 1975 г. в г. Мозыре. Мощность завода по перерабатываемой нефти составляет 16,3 млн т/год. Нефть поступает из месторождений Западной Сибири и Урала по нефтепроводу Дружба . Глубина переработки нефти 50,0%. На заводе построены 2 комбинированные установки ЛК-6У, в состав которых входят установки атмосферной перегонки нефти, гидроочистки бензина, керосина, дизельного топлива, установка риформинга гидроочищенного бензина, ГФУ. Кроме того, на заводе работают битумная установка, установка гидродеалкилирования толуола, установка Парекс. Завод нуждается в строительстве установок по глубокой переработке нефти и, по-видимому, это планируется осуществить в первую очередь. [c.156]

    Применение ядерных реакторов в нефтеперерабатывающей промышленности связано с решением вопросов конструктивного оформления высокоэффективных и мощных теплообменников и парогенераторов. По температуре теплоносителя на выходе из активной зоны реактора ядерные реакторы делятся на низко- (до 400 °С), средне- (до 600 °С) и высокотемпературные (выше 600 °С) [59]. Такая температура теплоносителя хорошо корреспондируется с температурными пределами работы различных установок нефтепереработки первичная переработка нефти, гидроочистка-300 400 °С, каталитический крекинг и риформинг, коксование, висбрекинг - 400-550 °С, пиролиз, производство водорода-800-900 °С. [c.135]

    Настоящий стандарт распространяется на топливо для автотракторных, тепловозных и судовых дизелей, получаемое с применением процессов прямой перегонки нефти, гидроочистки и депарафинизации, а также смешением продуктов, получаемых при использовании указанных процессов, с каталитическим газойлем (не более 20% в составе смеси). [c.59]

    Из смеси ферганских и туркменских нефтей, гидроочистки (1965 г.) [c.71]

    Опытные масла 4 — нефти Нефтяные Камни адсорбционной очистки 5 — сернистых нефтей адсорбционной очистки с топанола 6 — сернистых нефтей гидроочистки. [c.166]

    По степени использования сырья различают заводы с глубокой, неглубокой и средней переработкой нефти. К первым принадлежат современные предприятия с развитыми процессами вторичной переработки нефти, гидроочистки и облагораживания нефтепродуктов, а также с широким ассортиментом нефтехимиче- [c.36]

    Резко возрастут (в 4-5 раз) единичные мощности установок по первичной переработке нефти, гидроочистке дизельного топлива и мазута. Для этих установок понадобятся днища диаметром до 10 м и толщиной стенки до 250 мм. Поэтому удельный вес днищ в общем выпуске поковок и штамповок на заводах нефтеперерабатывающего машиностроения составит почти 50%. [c.41]

    Лучшие технико-экономические показатели достигаются, если на комбинированных установках осуществляются процессы первичной перегонки нефти, термические и каталитические процессы. В Советском Союзе эксплуатируются такие установки ЛК-6у и ГК-3. На установке ЛК-6у скомбинированы процессы перегонки нефти, гидроочистки керосиновых и дизельных фракций, каталитического риформинга бензиновых фракций и газофракционирования (мощность только по перегонке нефти 6 млн. т/год). На установке ГК-3 комбинируется первичная перегонка нефти (3 млн. т/год) с термическим и каталитическим крекингом, а также стабилизацией бензина. [c.104]

    Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку средних дистиллятов и каталитический риформинг нафты. [c.187]

    Целевое назначение продукта конверсии углеводородов. По этому признаку катализаторы подразделяются на те, которые применяются в процессах получения газового сырья для синтеза аммиака, метанола, оксосинтеза, нефтехимического синтеза, гидрокрекинга нефти, гидроочистки нефтепродуктов, а также для опюпления и нагревания, восстановления руды, термообработки изделий в восстановительных средах и гидрирования жиров. [c.33]

    Результаты лабораторных исследований были подтверждены во время промышленных пробегов на Ордена Ленина Уфимском нефтеперерабатывающем заводе и Уфимском нефтеперерабатывающем заводе им. ХХП съезда КПСС [311, 312]. Во время этих двух пробегов в качестве сырья использовали вакуумный газойль арланской нефти. Гидроочистку проводили при 360—375 °С, объемной скорости подачи сырья 0,83—1,0 ч , давлении 3,0—3,5 МПа, циркуляции водородсодержащего газа в присутствии кoбaльtмoлибдe-нового катализатора, который использовался уже до этого в течение 1 г. для очистки дизельного топлива. Оба пробега дали совпадающие результаты поэтому ниже приводятся данные пробега лишь на первом заводе [311].  [c.201]

    Разработанный в 1936 г. процесс каталитического крекинга в настоящее время является одним из основных процессов современных и перспективных НПЗ топливного профиля, о беапечива-ющих выработку больших количеств высокооктанового бензина из тяжелого сырья -г- атмосферного газойля, дистиллятов вакуумной перегонки и коксования, деасфальтизата [3] Преимущество включения установок каталитического крекинга в еоставНПЗ, имеющего прямую перегонку нефти, гидроочистку бензина, плат-форминг и обессеривание газойлей, видно из приведенных в табл. 1.1 данных по изменению материального баланса нефте- [c.5]

    Каталитический крекинг яакуумяого газойля высо-косериистой нефти Замедленное коксование 28%-ного крекинг-остатка смеси восточных нефтей Гидроочистка дизельного топлива яз сернистой иефти [c.303]

    Свежие масла из сернистых нефтей (гидроочистки и фенопьно очистки) стабилизируют регенерированные масла избирательно Например, масло гидроочистки повышает противоокислительну] стабильность масла, восстановленного только неактивированны силикагелем (табл. 49). При совместном применении ионола (0,2% и масла гидроочистки противоокислительная стабильность получев ной смеси соответствует норме ГОСТ на масло трансформаторно с присадкой (ТКп, табл. 49). Свежев масло фенольной очистк повышает противоокислительную стабильность до норм ГОСТ н масло без присадки (ТК) при восстановлении масел с применение силикагеля, активированного газообразным аммиаком и водным рас твором кальцинированной соды. [c.126]

chem21.info

Способ гидроочистки тяжелых нефтяных фракций

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (51) 4 С 10 G 45/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ПАТЕНТУ е !, а1 » хаювмажзл ю ис та

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21 ) 3521 074/23-04 (22) 08. 12. 82 (31) 11 С 10 G/235886.61 (32) 17.12.81 (33) DD (46) 30.08.86.Бюл. ¹ 32 (71) Феб Петрольхемишес Комбинат

Шведт (DD) и Тойо Инджиниринг

Корпорейшн (JP) (?2) Дитер Больманнт Эрхард Делер, Херманн Франке, Бернер Фрон, Хайнц Лиммер, Верттер Розенкранц, Хартмут 1г1юттер и Георг Тиме (Р0) (53) 665.658.2 (088.8) (56) Патент США № 3668112, кл.298-89, 1972.

Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. — И.: Химия, 1968, ч.2, с.285. (54)(57) СПОСОБ ГИДРООЧИСТКИ ТЯЖЕЛИХ

НЕФТЯНИХ ФРАКЦИЙ частично или полностью находящихся в жидкой фазе в присутствии водородсодержащего газа и катализатора путем нагрева исходного сырья нри помощи противоточного теплаобмена с целевым продуктом, затем в печи до температуры процесса с последующей подачей в реактор, охлаждением смеси целевого продукта и водородсодержащего газа при помощи теплообмена с исходным сырьем и водородсодержащим газом и установлением энергетически выгодных условий для отделения целевого ттродукта от водородсодержащего газа при температуре 513 К, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью снижения энергозатрат, исходное сырье после теплообмена с целевым продуктом при регулировании его расхода разделяют на четыре потока идентично числу секций печи, смешиватот с предварительно регулируемым по расходу водородсодержащим газом, разделенным при парциальном давлении водорода

6,36 IGIa и температуре 433 К на то же число потоков с последутоггцм смешением их перед подачей тг реактор, и энергетически выгодные условия для. отделения целевого продукта от водородсодержащего газа устанавливают при помощи теплообмена с исходным сырьем.

1255055 2

5 !

О

l5

404

442

472

509

Изобретение относится к способам гидроочистки тяжелых нефтяных фракций н присутствии водородсодержащего газа и катализатора и может быть использовано в нефтехимической промышленности.

Цель изобретения — снижение знергозатрат на процесс путем регулирования расходов сырья и водородсодержащего газа.

Исходное сырье имеет следующие характеристики:

Плотность при 50 С, о г/см 0,895

Фракционный состав (ASTM 2887), o6. :

10 выкипает при С, 351 о

Коксуемость (no Кондрадсону), 0,35

В качестве катализатора гидроочистки используют 3,5 мас.% пикеля и 9 мас. молибдена, На фиг.l и 2 представлены принципиальные схемы осуществления известного и предлагаемого способов соотнетстненно.

Пример 1.(известный способ, фиг. 1), Тяжелую нефтяную фракцию с температурой 463 К, поданаемую по линии

1, и водородсодержащий газ с температурой 433 К и давлением 6,84 ИПа, подаваемый по линии 2 смешивают и нагревают в последовательно подключенных теплообменниках 3 — 7 до температуры 633 E(, затем разделяют на четыре потока без регулирования и подают в печь 8. В печи пх подогревают в целом до температуры - 668 К, Как следствие неравномерного разделения смеси газ — жидкость на выходе из печи получают отдельные потоки, имеющие различную температуру j 703;

650 и 683 К). Затем потоки смешивают и подают в реактор 9, где при давлении 6,0 NIIa осуществляют гидрокаталитическое превращение.

Потеря давления за счет отложений на катализаторе возрастает на 0,4 ИПа на первых двух метрах верхнего слоя катализатора в течение 100 дней.

Смесь продуктов реакции на выходе из реактора имеет температуру 683 К.

Продукты реакции охлаждают в теплообменниках 7,6,5,4,3 до энергетически выгодной температуры разделения, т.е. до температуры 513 К. Разделение проводят в горячем сепараторе

10. Полученный газ отводят по линии

ll, жидкость — ro.ëèíèè 12.

Регулирование и поддержание нужной температуры (513 К) в горячем сепараторе обеспечивают посредством частичного обвода теплообменников, т.е. часть исходной тяжелой нефтяной фракции подмешивают к смеси газ— жидкость непосредственно перед входом в печь 8.

Для компрессии водородсодержащих газов, проходящих по замкнутому контуру, определяющее значение имеет соотношение давлений газа, подаваемого по линии 2 перед точкой смешения его с исходным сырьем, и газа покидающего горячий сепаратор.

В данном случае это соотношение составляет = 1,21708.

6 84 ИПа

Перепад давлений имеет величину

1,22 ИПа. Это значение соответствует 180 дню работы установки при расходе 200 м /ч тяжелого дистилля3 та нефти и 80000 м /ч водородсодерз жащего газа. Такой расход газа устанавливают на 124 день работы установки, н то время как при первоначальном расхоце газа 60000 м /ч через 118 дней установку нужно было бы отключить из-за смещения нити печи,.

Пример 2 (предлагаемый способ, фиг.2), Тяжелую нефтяную фракцию, подаваемую н цикл по линии 1 с температурой 463 I(подогревают в трубном прострапстве тепло-. обменника 2 благодаря теплообмену со смесью продуктов реакции до температуры 503 К,после зтого при регулировании расхода разделяют на четыре равных частичных потока и смешивают с водородсодержащим газом, подаваемым по линии 3, разделенным на четыре одинаковых частичных потока, также регулируемыми по расходу, при давлении 6,36 ИПа и температуре 433 К. После зтого смешанные потоки направляют по линиям 4

7 соответственно.в теплообменники

8 — 11 и нагревают до температуры

633 К и затем нагревают в четырехз 1255 секционной печи до температуры входа в реактор, т.е. до 668 К. Близкие значения температур отдельных потоков на выходе из печи (668,8;

66?,7; 668,1 и 667,5 К) свидетельствуют о равномерном распределении смеси газ — жидкость по отдельным секциям печи. Таким образом, исключаются местные перегревы. При давлении 6,0 ИПа осуществляют гидрокаталитическое превращение в реакторе 13.

Перепад давления в реакторе составляет 0,02 МПа и остается постоянным в течение всего времени эксплуатации. 15

Смесь продуктов реакции выводят из реактора с температурой 683 К и охлаждают в теплообменниках 8 — 11 до температуры 538 К. Энергетически

20 благоприятные условия разделения для отделения газа и жидкости в горячем сепараторе 14 регулируют посредством теплообмена с исходным сырьем в аппарате 2, пРичем возникает возможность частичного обвода исходного сырья. Горячий сепаратор 14 работает при температуре 513 К и давлении 5,84 MIIa.

Соотношение давлений водородсодер30 жащего газа, подаваемого на линии 2 перед точкой смешения с исходной тяжелой нелтяной фракцией и газа, 055 4 отводимого по линии 15 составляет

6 36 MIIa

5 84 в = 1,08904. Переп д д ений имеет величину 0,52 MIIa. Эти значения соответствуют 180 дню работы установки при расходе 200 м /ч тяжелой нефтяной фракции и 60000 м/ч .водородсодержащих газов, проходящих в замкнутом контуре.

При данном расходе газа установка работает непрерывно.

Таким образом, снижение расхода энергии на компрессию достигается за счет снижения количества циркулирующего газа, а также sa счет малой разницы давления в направлении циркулирующего газа. Расход энергии на компрессию газа по примеру 2 составляет 32Х расхода энергии по примеру 1.

В пересчете на равные количества газа расход энергии по примеру 2 составляет 433 расхода по примеру 1.

Кроме того, предлагаемый способ обеспечивает исключение местных перегревов в трубах печи из-за неравномерной нагрузки и предотвращение смещений нитей или сильного повышения потери давления в печи и реакторе, снижение склонности к коксованию реагентов и удлинение срока службы катализатора, а также снижение количества циркулирующего газа, ) 255055

Сост;.витель Н.Королева

Редактор Л.Пчелипскал Техред И.Верес Корректор Т.Колб

Заказ 4733/60 Тирак 482

13НИИПИ Гасударственного коиитета СССР по делам изобретений и открытий

)13035, Москва, Ж-35, Раушская наб.. д.4/5

Подписное

Про сзг>одствен -о-полиграфическое предприятие, г.ужгород, ул. Проектная, 4

    

www.findpatent.ru

Нефтепродукты гидроочистка - Справочник химика 21

Рис. 6. Продукты, получаемые на установках АВТ, и пути их использования г / — вторичная перегонка, гидроформинг 2 — пиролиз, производство ароматических углеводородов 3 — депарафиннзация, компаундирование 4 — компаундирование керосина, гидроочистка 5 — депарафиннзация, пиролиз 6 — каталитический крекинг 7. 8, 9, 10 — селективные очистки дистиллятных масел депарафиннзация карбамидом, адсорбционная очистка //—I3 — производство кокса, котельного топлива, сортовых мазутов /4 — переработка газа полученне сырья для нефтехимических производств 15—17 — деасфальтизация, производство кокса, термический крекинг. /—V — компоненты светлых нефтепродуктов (°С) н. к.— 62. 62—85, 85—105, 105—120, 120—140, 140—240, 240—300, 300—350 V/— мазут, >350 V//— газ V///— гудрон, >500 /Х—Х///— вакуумные фракции ("С) 350—400, 400—420, 420—490 (500) >490 (500).
    Основные реакции серусодержащих соединений. Реакции каталитического гидрогенолиза сераорганических соединений, лежащие в основе процесса гидроочистки нефтепродуктов, изучены довольно подробно [2]. Схемы реакций каталитического разложения основных сернистых соединений в присутствии водорода можно представить следующим образом [2—5]  [c.8]

    Алюмокобальтмолибденовый катализатор,.предназначенный для процесса гидроочистки нефтепродуктов, используется в виде гранул неправильной цилиндрической формы таблетки-гранулы обладают [c.13]

    Очистку светлых нефтепродуктов осуществляют более простыми методами, поскольку содержание вредных примесей в светлых нефтепродуктах меньше, чем в маслах. Для удаления из светлых нефтепродуктов содержащихся в них вредных примесей применяют выщелачивание, кислотно-щелочную очистку, депарафинизацию, гидроочистку, каталитическую очистку алю-мосиликатными катализаторами. [c.91]

    Необходимо внедрять новые технологические процессы, позволяющие применять меньшие давления и температуры, а следовательно, сокращать тепло- и газовыделения следует заменять высокоопасные и высокотоксичные вещества менее опасными и токсичными, предусматривать технологические и технические мероприятия, способствующие уменьшению коррозии оборудования (внедрять процессы обессеривания нефтепродуктов— гидроочистку, сероводородную очистку, применять ингибиторы коррозии, использовать антикоррозионные материалы — нержавеющую сталь, винипласт, жидкое стекло и др.). [c.63]

    Нефтеперерабатывающая промышленность сегодня — это передовая крупная отрасль нашей индустрии, во многом способствующая техническому прогрессу в народном хозяйстве. Один [из наиболее распространенных процессов нефтепереработки — гидроочистка моторных топлив, так как с ее помощью достигается улучшение качества бензинов, керосинов, дизельных топлив и появляется возможность регулирования на заводах соотношения вырабатываемых количеств различных моторных топлив. Необходимость улучшения качества моторных топлив вызвана возросшей потребностью в нефтепродуктах нового качества в связи с расширяющейся механизацией и дизели-зацией жесткими требованиями к защите окружающей среды экономией природных ресурсов нефти, которая достигается за счет сокращения удельных расходов топлив двигателями. [c.4]

    Процесс гидроочистки проводят для облагораживания бензинов, дизельных топлив, масел и других нефтепродуктов путем разрушения содержащихся в них сернистых соединений и удаления серы в виде сероводорода. [c.85]

    Существуют различные способы очистки нефтяных дистиллятов от сернистых соединений. Среди них широкое применение нашла каталитическая гидроочистка и экстракция сернистых соединений из нефтепродуктов различными экстрагентами. В случае необходимости очистки топлив только от меркаптанов в основном используют способы окислительной демеркаптанизации. [c.10]

    К промежуточной форме гидрогенизации относятся широко распространенные в настоящее время процессы гидроочистки. Назначением гидроочистки является удаление из нефтепродуктов сериистых соединений посредством каталитического воздействия на эти соединения водорода . В результате происходит разложение сернистых соединений с образованием сероводорода и насыщение непредельных углеводородов (образовавшихся в процессе и содержащихся В исходном нефтепродукте). Гидроочистка обычно сопровождается и некоторым разложением сырья, о чем свидетельствует присутствие в продуктах гидроочистки легких фракций, не содержащихся в сырье, и углеводородных газов. [c.262]

    Гидроочистка топливных нефтепродуктов. .... Гидроочистка сырья для каталитического риформинга [c.133]

    В нефтеперерабатывающей промышленности применяют несколько видов катализаторов для гидроочистки и гидрирования. Ниже приведены методы определения активности алюмокобальтмолибденового катализатора гидрообессеривания нефтепродуктов и гидрирующего катализатора никель на кизельгуре . [c.177]

    Расход водорода на гидрирование при гидроочистке сернистых нефтепродуктов [c.19]

    В последнее время этот процесс приобрел исключительно большое значение [4—10]. Развитие его связано с увеличением потребностей и расширением производства водорода, используемого при синтезе аммиака и метанола в химической промышленности, при гидрокрекинге и гидроочистке нефтепродуктов в нефтеперерабатывающей промышленности, а также в других отраслях промышленности. В то же время катализаторы конверсии углеводородов еще далеки от совершенства. [c.5]

    Система циркуляционного тракта установки гидроочистки должна быть тщательно освобождена от нефтепродуктов. Для гидрирования и десорбции части продуктов, адсорбированных на катализаторе, рекомендуется в течение 5—8 ч осуществлять горячую циркуляцию водородсодержащего газа при рабочих условиях процесса. Окончание циркуляции определяется по постоянству концентрации углеводородного состава газа на входе и выходе из реактора. [c.127]

    Оценка взаимного влияния отдельных свойств на общий уровень качества нефтепродуктов-одна из наименее изученных областей химмотологии. Некоторые свойства находятся в противоречии между собой улучшение одного из них может привести к ухудшению другого. Например, добавление низкокипящих компонентов в бензин улучшает пусковые свойства, но увеличивает склонность бензина к образованию паровых пробок в двигателе гидроочистка реактивных топлив снижает их коррозионную активность, но ухудшает противоизносные и защитные свойства. В таких случаях приходится устанавливать оптимальные соотношения между различными свойствами. [c.12]

    Конечные продукты реакции, пройдя теплообменники 7 и холодильники 3, поступают в газосепаратор 15 высокого давления для выделения водородсодержащего газа. Постоянный объем газа (1500—1800 м на 1 м сырья) возвращается после осушки на цеолитах в адсорберах 14 в систему циркуляции. Избыток газа обычно используется на заводе для гидроочистки нефтепродуктов, в частности, на блоке гидроочистки описываемой установки. [c.43]

    Удаление серы из дистиллятного сырья представляло собой неизмеримо более легкую задачу, чем получение искусственного жидкого топлива из угля или смол. Естественно, что она могла быть решена применением простых и дешевых установок среднего давления в одну ступень и использовапием более дешевых и легко регенерируемых, хотя и менее активных катализаторов. Сначала гидроочистке подвергались более легкие дистилляты, затем все более тяжелые, включая газойли и смазочные масла. Было заманчиво при гидроочистке тяжелого сырья осуществить и его деструкцию. Так, с конца пятидесятых годов в опытных масштабах, а с начала шестидесятых — в промышленных масштабах стали развиваться процессы гидрокрекинга, имевшие целью повысить выход наиболее цев(ных нефтепродуктов — бензина и дизельного топлива, а также улучшить качество сырья для каталитического крекинга. Процессы гидрокрекинга не были возвратом к многоступенчатой технологии деструктивной гидрогенизации смол и углей, хотя и носили в себе основные черты последней. Видимо, поэтому к ним и применили новый термин — гидрокрекинг. В процессах деструктивной гидрогенизации разделение их на ступени и применение высоких давлений было вынужденной мерой, так как катализаторы были дороги, не регенерировались и были слишком чувствительны к ядам. В современных процессах гидрокрекинга применяются новые, более активные катализаторы, многие из которых могут регенерироваться. Процессы осуществляются максимум в две ступени и при меньшем давлении водорода. Многие из вновь разработанных катализаторов обладают [c.11]

    Обзор работ (смЛ ) по гидроочистке с использованием катализатора -Ь N1 + 8. В процессе гидроочистки светлых нефтепродуктов селективно удаляется (Ю— 70% серы (при ее начальном содержании 0,4—1,5%) без крекинга, полимеризации и заметного гидрирования ароматических углеводородов. Гидрогенизация диенов проходит полностью, моноолефинов — не полностью. Срок службы катализатора до регенерации [c.52]

    Гидроочисткой сернистых нефтепродуктов можно получать турбинное, трансформаторное, веретенное, вазелиновое и другие масла [c.59]

    Разработан катализатор, особенно хорошо подходящий для удаления азота при гидроочистке или первой ступени гидрокрекинга. Из газойля с 0,319% азота стандартный алюмокобальтмолибденовый катализатор удалял 80% азота, новый — 92,5%. Новый катализатор стабилен и через 90 суток еще удалял 75% азота Предлагается процесс деметаллизации остаточных нефтепродуктов. При использовании бентонита степень деметаллизации составляет 88,6% [c.76]

    Вследствие сложности химического состава и трудностей анализа сырья и продуктов механизм основных реакций процессов каталитического гидрооблагораживання нефтяных остатков можно установить лишь в общих чертах. Основные сведения по этим вопросам накоплены исторически трудами многих исследователей различных поколений процессов гидрогенизационной переработки от деструктивной гидрогенизации, получившей развитие в 30-40-х годах, до современных процессов каталитической гидроочистки нефтяных топлив и гидрокрекинга. Основная масса публикаций по химии превращений основных классов соединений, входящих в состав нефтепродуктов, обобщена в монографии [36 а также в обзорных статьях [37, 38, 39]. Анализ имеющихся результатов [c.45]

    Следует отметить, что для США, обладающих огромным автопарком, исторически характерно высокое потребление автомобильного бензина и других моторных топлив. Удельный вес остаточного котельного топлива относительно невелик (табл. П.1), причем около 50% потребностей в этом продукте удовлетворяется за счет импорта (основная статья импорта нефтепродуктов), главным образом из стран Карибского бассейна. В связи с этим для нефтепереработки США характерна высокая доля деструктивных процессов (каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования), позволяющих. получать из мазута более ценные продукты — моторное топливо и нефтехимическое сырье (табл. П.2), а также значительная доля процессов, обеспечивающих формирование качества товарных нефтепродуктов (риформинга, алкилирования, гидроочистки и др.). В целом доля вторичных процессов составляет 141% (табл. И.З), а глубина переработки нефти, оцениваемая по выходу моторных топлив и сырья для нефтехимии, превышает 75% (табл. П.4 и П.5). [c.26]

    Таким образом, хотя нефтеперерабатывающая промышленность США обеспечивает производство свыше 75% светлых нефтепродуктов (самый высокий показатель в мире) и характеризуется большим удельным весом вторичных процессов, значительная недогрузка мощностей при достаточно высоком спросе на светлые нефтепродукты требует дальнейшего углубления переработки нефти. Решение этой задачи осложняется тем, что нефтеперерабатывающая промышленность США традиционно ориентировалась на переработку легких малосернистых нефтей с содержанием серы до 0,5% (масс.) и до последнего времени только 40% мощностей было пригодно для переработки средне- и высокосернистых нефтей, несмотря на опережающие темпы роста мощностей процессов гидроочистки и гидрообессеривания (доля этих процессов за 1970—1982 гг. увеличилась с 30 до 54,1%). Поскольку же такие нефти составляют основную часть мировой добычи нефти, то их доля в общем объеме переработки нефти в США будет неуклонно возрастать. [c.28]

    Основными технологиями, востребованными на ближайшее десятилетие, будут являться процессы, направленные на углубление переработки нефтяного сырья (крекинг, гидрокрекинг) и повышение качества нефтепродуктов (гидроочистка). Другим направлением развития новых кататштических процессов будут являться методы переработки нетрадиционного углеродсодержа-пдего сырья. К таким видам сырья прежде всего относятся попутные газы нефте(газо)добычи низкоконцентрированные метансодержащие выбросы, образующиеся при добыче каменного угля значительные объемы твердого некондиционного углеродсодержащего сырья — отходов углеобогащения. По оценкам, ежегодные объемы неиспользуемого или малоиспользуемого углероде о держащего сырья в России достигают 30 — 35 млн т у. т. /год (см. таблицу). [c.24]

    Из испарителя высокого давления снизу уходит бензиновая фракция (рис. 1П-7, а) или сумма светлых нефтепродуктов (рнс. 111-7,6) в последнем случае для четкого отделения светлых фракций от мазута предусматривается еще колонна вторичной перегонки. Очевидно, схема а предназначена для перегонки малосернистых нефтей, а схема б —для перегонки средне- и вьгсокосерни-стых нефтей. Комбинирование процессов первичной перегонки нефти и гидроочистки топливных фракций в одной технологической установке позволяет снизить эксплуатационные затраты на величину, необходимую для повторного нагрева топливных фракций в процессе их гидроочистки. [c.159]

    Объяснить сущность гидроочистки нефтепродуктов. Назвать образуемое при этом токсическое вещество и рассказать, как оно улавливается и где используется. Ответ подтвердить уравнениями реакций. Какое значение нмсет гндроочпстка дизельного топлива  [c.234]

    По обч ему переработки нефт и и производству нефтепродуктов ведущее мес го в мире принадлежит США (табл. 11.9). Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный бензиновый профиль НПЗ США достигается широким использованием вторичных процессов, таких, как каталитический крекинг (-38 %), каталитический риформинг (-23 %), гидроочистка и гидрообессеривание (-54 i), гидрокрекинг (7,2 %), коксование, алкилирование, изоме — ризагия и др. (табл. 11.10). Наиболее массовый продукт НПЗ США [c.283]

    На отечественных НПЗ более благополучно положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фракций нефти, такими, как каталитический риформинг и гидроочистка, что позволяет обеспечить выпуск качественных нефтепродуктов. Так, производство высокооктанового бензина (А-76, АИ — 93) достигло 80 % от общего его выпуска. Выпуск бензина А — 66 прекращен с 1970 г., стоит вопрос о снятии с производства бензина А —72. Доля мг лосернистого дизельного топлива от его общего выпуска достигла 72 % в 1994 г. по России. [c.288]

    Для современных промышленных установок, перерабатывающих типовые восточные нефти, рекомендуются следующие фракции, из которых составляются материальные балансы переработ-. ки бензин 62—140°С (180°С), керосин 140 (180)-240°С, дизельные топлива 240—350 °С, вакуумные дистилляты 350—490 °С (500 °С), тяжелый остаток — гудрон >490(500 °С). Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350 °С, достигает 60—70 вес. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств, нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Так, при переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей — депарафинизацион-ные установки по обеспарафиниванию фракций, особенно кероси-но-газойлевых. Для проектирования новых установок необходимо разработать соответствующий регламент и получить нужные рекомендации. [c.23]

    Как было указано выше, каталитическая гидроочистка - наиболее эффективный способ удаления из нефтепродуктов сернистых соединений всех типов. Однако процесс гидроочистки требует высоких капитальных и эксплуатационных затрат, и мощности по гидроочистке на НПЗ не всегда обеспечивают очистку всех вырабатываемых на заводах топлив. В ряде случаев выгодна очистка топлив простыми по технологическому оформлению и дешевыми процессами селективной демеркаптанизации. Нельзя оставить без внимания и тот факт, что зарубежными стандартами предусматривается более высокое (до 0,3-0,4 %), чем у нас (до 0,2 %) содержание в реактивных топливах общей серы и допускается возможность введения в топливо антиокислителей и деактнваторов металлов. Установлено, что дизельные топлива, содержащие 0,2-0,3 % общей серы, при отсутствии в них меркаптанов, сероводорода и свободной серы в десятки раз стабильнее полностью обессеренных топлив [1]. [c.19]

    Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и нроизвод" ственных комплексов. Дальнейпше углубление пере" работки нефти требует усиления внимания, в частности, к следующим процессам каталитическому крекингу, гидроочистке и гидрокрекингу, коксованию остатков и отборного тяжелого дистиллятного сырья, депарафинизации и обезмасливанию по современной схеме. Для получения нефтепродуктов повышенного качества дальнейшее развитие получают процессы каталитического риформинга прямогонных бензиновых фракций, изомеризации, разделения керосиновых дистиллятов с помощью цеолитов, про" цессы производства пластичных смазок, присадок к топливам и смазочным материалам. [c.5]

    Комбинирование АВТ или АТ с другими технологическими установками также улучшает техникоэкономические показатели и снижает себестоимость нефтепродуктов. Уменьшение удельных капитальных затрат и эксплуатационных расходов достигается, в частности, сокращением площади застройки и протяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и энергетических затрат, а также снижением общих затрат на приобретение и ремонт оборудования. Примером может служить отечественная комбинированная установка ЛК-6у (см. гл. XIV), состоящая из следующих пяти секций злектрообессо-ливание нефти и ее атмосферная перегонка (двухступенчатая АТ) каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой сырья (бензиновой фракции) гидроочистка керосиновой и дизельной фракций газофракционирование. [c.11]

    Целевое назначение продукта конверсии углеводородов. По этому признаку катализаторы подразделяются на те, которые применяются в процессах получения газового сырья для синтеза аммиака, метанола, оксосинтеза, нефтехимического синтеза, гидрокрекинга нефти, гидроочистки нефтепродуктов, а также для опюпления и нагревания, восстановления руды, термообработки изделий в восстановительных средах и гидрирования жиров. [c.33]

    Широкому внедрению сероочистки при помощп водорода (гидроочистки) в промышленную практику благоприятствовали доступность дешевого водорода с установок каталитического риформинга и наличие надежных, хорошо освоенных промышленностью гидрирующих катализаторов. Гидроочистку в зависимости от конкретного случая можно проводить и в очень мягких условиях, когда гидрируются только сернистые и ненасыщенные со-- единения. При таком мягком гидрировании реакции разрыва связи С—С почти пе происходят. В результате конверсии сернистых соединений и насыщения двойных связей происходит химическая стабилизация очищаемого нефтепродукта. [c.250]

    Прямогонные дистилляты — бензины, керосино-газойлевые и масляные фракции — подвергают гидроочистке главным образом с целью удаления сернистых соединений. При этом получаются малосерпистые дистилляты, представляющие собой очень хорошее сырье для каталитического крекинга, каталитического риформинга [144, 166, 184, 200—205] и производства смазочных масел. Гидроочистка дает возможность существенно улучшать качества остаточных продуктов (напр, котельных топлив) и даже сырых нефтей [101, 104, 121]. К числу эксплуатационных свойств нефтепродуктов различных классов, улучшающихся при гидроочистке, соответственно относятся прдемистость к ингибиторам окисления, легкость деэмульсации, индекс вязкости кислотное число, коксуемость по Конрадсону, антиокислительная стабильность масел, содержание металлов, кислородных и азотистых соединений. [c.251]

    В процессах гидроочистки нефтепродуктов используются сероустойчивые гидрирующие катализаторы, содержащие молибден в качестве основного гидрирующего компонента, и кобальт или никель в качестве промоторов. Используются также катализаторы, содержащие вольфрам и никель. В России выпускаются и эксплуатируются несколько типов катализаторов гидроочистки АКМ, АНМ, АНКМ, марок ГО, ГК, ГКД.и КГМ. Они различаются, в основном, содержанием активных компонентов, что влияет как на степень обессеривания, так и на глубину гидрирования ароматических. Так, на катализаторе АКМ разрыв С-С связей и гидрирование ароматических практически не происходит, а активность в реакциях насыщения непредельных, разрыва связей С-Ы, С-0 и С-3 находится на достаточно высоком уровне. [c.83]

    Увеличение в общем балансе нефтей доли сернистых и высокосернистых привело к широкому и быстрому развитию гидрогенизаци-онных процессов. Среди них наибольшее распространение получила гидроочистка светлых нефтепродуктов. В меньшем объеме осуществлена гидроочистка сырья каталитического крекинга и гидро-обессеривание остатков с целью получения малосернистого котельного топлива. [c.61]

    Приведены результаты гидроочистки различных нефтепродуктов легкий крекинг-бензин — содержание серы уменьшается с 0,065 до 0,0013%, бромное число с 56 до 5 г Вгг/ЮО г тяжелый газойль — соответственно с 0,26 до 0,002%, с 75 до 8,4 бензин соответственно с 0,51 до 0,008%, ароматизированный дистиллят с 0,08 до 0,003%, с 28 до 0,5. Расщепление практически не происходит, ароматические углеводороды не затрагиваются, обессеривание протекает несколько быстрее гидрирования олефинов, сохранить которые, однако, не удается При гидроочистке сырой нефти более активен катализатор I содержание серы снижается с 2,08 до 0,17%, тогда как в случае катализатора II — лишь до 0,32% Содержание серы в циркулирующем масле каталитического крекинга уменьшалось от 1,42 до 0,15%. При этом происходило заметное гидрирование ароматических колец (число ароматических атомов на молекулу при нейзменяющемся молекулярном весе 208—209 уменьшается с 11,5 до 8,8, неароматических — возрастает с 3,8 до 6,9), протекающее за счет бициклических ароматических углеводородов. Для полного насыщения ароматических углеводородов необходимо давление 200 кгс/см  [c.48]

    С 1973 г. в стране действует государственная компания Петро-Кана-да , однако на ее долю в 1984 г. приходилось только 16% всех мощностей по первичной переработке нефти. Основная же доля мощностей по переработке нефти приходится на долю крупнейших нефтяных компаний США, Только трем транснациональным компаниям Галф , Шелл и Тексако> принадлежит свыше 37% всех мощностей по переработке нефти в стране. Это обстоятельство, а также близкая к США структура потребления нефтепродуктов (табл. 11.17) обусловили большое сходство структур нефтеперерабатывающей промышленности Канады и США. Для Канады характерна глубокая переработка нефти (табл. 11.18, II.19)., причем основное место среди светлых нефтепродуктов принадлежит автобензину (выход на нефть около 40%). В соответствии с этим весьма велик (94,3% в 1984 г.) удельный вес вторичных, в частности деструктивных (31,5%), процессов переработки нефти (табл. 11.20, 11.21). Требования к качеству основных нефтепродуктов также близки к соответствующим стандартам США. Необходимость производства высокооктанового малоэтилированного бензина и малосернистого дизельного и печного топлива обусловили опережающие темпы роста мощностей процессов каталитического риформинга и гидроочистки в 1970—1984 гг. (прирост мощности — 70%). [c.37]

chem21.info

Способ гидроочистки тяжелых нефтяных дистиллятов

 

Изобретение относится к нефтехимии, в частности к гидроочистке тяжелых нефтяных дистиллятов. Цель - повышение качества целевого продукта. Гидроочистку ведут путем пропускания исходного сырья, кобальтсодержащего соединения и водородсодержащего газа через слой алюмокобальтсодержащего катализатора при давлении 3,0-5,0 МПа и 350-420°С. Катализатор предварительно при 200-350°С контактируют с кубовым остатком гидроформилирования пропилена процесса синтеза масляных альдегидов и бутиловых спиртов (предпочтительно до содержания кобальта на катализаторе 0,3-1,0% от массы последнего) методом оксосинтеза в присутствии кобальтсодержащего катализатора. Способ позволяет повысить качество целевого продукта, т.е. снизить содержание с 0,21 до 0,07 мас.%.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11)

Д1)5 С 10 G 45/08

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР

Н А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4607849/23-04 (22) 17 ° 10.88 (46) 30.12.90. Бюл. К- 48 (71) Ленинградское научно-производственное объединение по разработке и внедрению нефтехимических процессов "Леннефтехим" (72) Ю.В. Пищалов, Х.Х.Ариткулов, Н.З. Кутлугильдин, P.Н. Шапиро, А.Я. Глозштейн, Б.Г. Соколов, А.А. Константинов и 10.Л. Краев (53) 665.644.4(088.8) (56) Орочко Д.И. и др. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке.

Химия, М.: 1971, с. 201-215.

Патент США N - 4564441, кл. 208-108, 1986. (54) СПОСОБ ГИДРООЧИСТКИ ТЯЖЕЛЫХ

НЕФТЯНЫХ ДИСТИЛЛЯТОВ (57) Изобретение относится к нефтеИзобретение относится к способу гидроочистки тяжелых нефтяных дистиллятов — дизельных и реактивных топлив и может быть использовано в нефтехимической промышленности.

Цель изобретения — повышение качества пелевого продукта.

Изобретение иллюстрируется следующк и примерами.

Способ осуществляют следующим образом.

Гидроочистку проводят на пилотной установке с подачей электролитического водорода на проток. Обессериванию подвергают п ямогонную дизельную фракцию (197-349 С) с содержанием

2 химии, в частности к гидроочистке тяжелых нефтяных дистиллятов. Цель повышение качества целевого продукта. Гидроочистку ведут путем пропускания исходного сырья, кобальтсодержащего соединения и водородсодержащего газа через слой алюмокобальтсодержащего катализатора при давлении

3,0-5,0 MIIa и 350 420 С. Катализатор предварительно при 200-350 С контактируют с кубовым остатком гидроформилирования пропилена процесса синтеза масляных альдегидов и бутиловых спиртов (предпочтительно до содержания кобальта на катализаторе 0,31,0% от массы последнего) методом оксосинтеза в присутствии кобальтсодержащего катализатора. Способ позволяет повысить качество целевого продукта, т.е. снизить содержание серы с 0,21 до 0,07 мас.X. серы 0,7 мас.% и керосиновую фракцию, (160-233 С) с содержанием серы 0,5 мас.%, 50 см предварительно прокаленно- го в токе воздуха при 500 С промышлен-. його алюмокобальтмолибденового (АКИ) катализатора загружают в установку, сушат и восстанавливают при медленном подъеме температуры до 200 С в течение 8 ч и подаче водорода 20л/ч.

Затем катализатор подвергают сульфидированию исходным сырьем из расчета остаточного содержания серы на

-катализаторе 8 мас.%. Условия сульфидирования следующие: давление 3050 кг/см2, скорость подачи высокосернистого сырья 125 мл/ч, скорость

1616965

35

45

55 подачи водорода 40 л/ч. Нагрев до

380 Г проводят ступенчато, Используемый в способе кубовый остаток получают в процессе синтеза

5 масляных альдегидов бутиловых спиртов в реакции гидроформирования пропилена в присутствии дикобальтоктакарбонила СО (СОВ) при температуре

130-140 С и давлении синтез-газа (Н .ГО = 1:1), равном 200-300 кгс/см .

Осйовную часть этого кубового остатка составляют до 95 мас;% высококипящие побочные продукты.

Используемый кубовый остаток имеет следующий состав, мас.%:

Изомасляный альдегид 0,02-0,36

Н-Масляный альдегид 0,03-0,69

Изобутанол О, 29-1,02

Д-Бутанол .0,52-1,66

Бутилформиаты 0,31-1,98

2-Этилгексеналь 1, 18-3,86

2-Этилгексаналь О, 12-1, 68

Пентан-гексановая фракция Ло 0,17

Кобальт 0,303-0,437

Высококипящие продукты Остальное

Кубовый остаток подают на контактирование с катализатором в виде

3%-ных растворов в исходном сырье цри 200-350 С в течение 1,8-17,2 ч.

Гидроочистку различных тяжелых

Нефтяных дистиллятов проводят при следующих условиях: давление 3 01

5,0 МПа, скорость подачи сырья 6 ч (300 мл/ч), скорость подачи водороga 500 нл/л (150 л/ч), температура

330 С, продолжительность испытания о

24 ч. Гтепень обессеривания сырья при использовании кубового остатка составляет 85-90 отн.Х.

Пример 1. 50 смэ свежепрокаленного промышленного алюмокобальтмолибденового (AKM) катализатора следующего состава, мас,Х: СаО 4;

МоО 12; А1 0 остальное, загрухают в реактор пилотной установки гидроочистки, сушат и восстанавливают водородом (расход водорода

20 л/ч) при подъеме температуры до а

200 С в течение 8 ч. Затем катализатор подвергают сульфидированию прямогонной дизельной фракцией с исходным содержанием серы 0,7 мас.X.

Эту операцию проводят при 4,0 NIIa, коростн подачи дизельной фракции

125 мл/ч, скорости подачи водорода

40 л/ч. Подъем температуры проводят ступенчато с 200 до 380 С, Затем температуру снижают до 250 С и на катализатор в течение 4,2 ч подают

5%-ный раствор кубового остатка в дизельном топливе, содержащий, мас.Х; кобальт 0,44; изомасляный альдегид

0,36; И -масляный альдегид 0,09; изобутанол 1,02; 8 -бутанол 1,36 ° пентан-гексановая фракция (ПГ

0,12; 2-этилгексеналь 3,86; высококипящие продукты остальное. Подают

50 г кубового остатка. Содержание кобальта на катализаторе составляет

0,5% от массы катализатора. Затем температуру снова повышают до 380 С, а при этой температуре проводят гидроочистку прямогонной дизельной фракции с исходным содержанием серы

0,7 мас.X. Условия гидроочистки: давление 4,0 MIIa скорость подачи сырья 300 мл/ч, скорость подачи водо— рода 150 л/ч продолжительность испытания 24 ч.

Остаточное содержание серы в целевом продукте (гидрогенизате составляет О, 11 мас.%, что соответствует степени обессеривания 85 отн.X.

Пример 2. Способ проводят аналогично примеру 1. На катализатор в течение 2,75 ч при 20 С подают

5Х-ный раствор кубового остатка в дизельном топливе,.содержащий, мас.%: кобальт 0,40; изомасляный альдегид

0,02; Я -масляный альдегид 0,69; изобутанол 0,29; Н -бутанол 0,52; бутилформиаты 1,02; 2-этилгексаналь

1,68; 2-этилгекееналь 1, l8, высококипящие продукты остальное. Содержание кобальта на катализаторе составляет 0,3% от массы катализатора. Количество подаваемого кубового остатка составляет 33 r.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,14 мас.%, что соответствует степени обессеривания 80 отн.%.

Пример 3. Способ проводят аналогично примеру 1. На катализатор в течение 12,2 ч при 350 С подают

5Х-ный раствор в дизельном топливе кубового остатка следующего состава, мас.Х: кобальт 0,30; изомасляный альдегид О,?О; Н -масляный альдегид

0,03; изобутанол 0,71; Н -бутанол

1,66; ПГФ 0,1; бутилформиаты 0,3;

2-этилгексаналь 1,1; 2-этилгексеналь

2,44; высококипящие продукты осталь ное.

1616965 6 октоата кобальта в течение 0,5 ч при 250 С. Количество поданного коо бальта составляет 0 5 мас.X.

Остаточное содержание серы в гид5 рогенизате составляет 0,21 мас.X что соответствует степени обессеривания 70 отн.Х °

Пример 9. Проводят аналогично примеру 6, 5%-ный раствор кубового остатка подают при 250оС.

Гидроочистке подвергают керосиновую фракцию с исходным содержанием серы 0,5 мас.%.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,08 мас,Х, что соответствует степени обессеривания

84 отн ° %.

Подают 146 r кубового остатка.

Содержание кобальта на катализаторе

1,0% от массы катализатора.

Остаточное содержание серы в гид рогенизате составляет 0,07 мас.X что,соответствует степени обессерив ния 90 отн,X.

Пример 4 (сравнительный).

Проводят аналогично примеру 1 ° На катализатор в течение 14,6 ч при

О

250 С подают 5%-ный раствор кубового остатка в дизельном топливе состава используемого в примере 2. Количество поданного кубового остатка состав ляет 175 г. Содержание кобальта на катализаторе составляет 1,6Х от массы катализатора.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,07 мас.Х, что соответствует степени обессеривания 90 отн.X.

Пример 5 (сравнительный).

Проводят аналогично примеру 1. На катализатор в течение 1,8 ч при 250 С подают 5Х-ный раствор кубового остатка в дизельном топливе состава, используемого в примере ?. Подают

22,5 г кубового остатка. Содержание кобальта на катализаторе составляет

0,21 от массы катализатора.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,2 мас.Х, что соответств -ет степени обессеривания 61 отн.%.

Пример 6 (сравнительный) °

Проводят аналогично примеру 1. На катализатор в течение 1,15 ч при

190оС подают 5%-ный раствор кубового остатка в дизельном топливе состава,. используемого в примере 2. Подают

55 г кубового остатка. Содержание кобальта на катализаторе составляет

0,5 мас.Х от массы катализатора.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,26 мас.Х, что соответствует степени обессеривания 63 отн.X.

Пример 7 (сравнительный).

Проводят аналогично примеру 6, 5%-ный раствор кубового остатка подают при 360оС.

Остаточное содержание серы в гидрогенизате составляет 0,25 мас.X что соответствует степени обессеривания 64 отн.Х.

Пример 8 (известный). Проводят аналогично примеру 1. На катализатор АКМ подают 1%-ный раствор

Как видно из сравнения примеров

1-3 (предлагаемые) в примере 8 (известный) обессеривающая активность катализатора в предлагаемом способе на 10-20 отн.X выше, чем в известном.

Содержание кобальта на катализаторе выше 1,0 мас./ не сказывается на " повышении обессеривающей активности катализатора (пример 4). Снижение его количества менее 0,3 мас.Х резко

1 ухудшает активность катализатора гидроочистки (пример 5) ° При температуре о ниже 200 С кубовый остаток не разлагается (пример 6), а при высоких температурах (выше 350 С) кобальт на катализаторе осаждается неравномерно

35 (пример 7), что приводит к снижению степени обессеривания.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить качество целевого

40 продукта, а именно снизить содержание серы с 0,21 до 0,07 мас ° %.

Формула и з о б р е т е н и я

45 1. Способ гидроочистки тяжелых нефтяных дистиллятов в присутствии алюмокобальтмолибденового катализатора путем пропускания исходного сырья, кобальтсодержащего соединения и водородсодержащего газа через слой катализатора при давлении 3 0-5 0 MIIa о ь ° и температуре 350-4?0 С, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения качества целевого продукта катализатор предварительно при 200о

350 С контактируют с кубовым остатком гидроАормилирования пропилена процесса синтеза масляных альдегидов и бутиловык спиртов методом оксосин1616965

Составитель Н. Королева

Редактор N. Недолуженко Техред Л.Сердюкова Корректор Н. Король

Заказ 4096 Тираж 441 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.Óærîðîä, ул. Гагарина,101 теза в присутствии кобальтсодержащего катализатора.

2. Способ по и. 1, о т л и ч аю н, и и с я тем, что катализатор контактирует,с кубовым остатком до содержания кобальта на катализаторе

0,3-1,0Х от массы последнего.

    

www.findpatent.ru

Гидроочистка нефтяных фракций - Справочник химика 21

    ТАБЛИЦА 7.12. Гидроочистка нефтяных фракций [c.611]

    МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРООЧИСТКИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ [c.364]

    Гидроочистка нефтяных фракций [c.599]

    Гидрокрекинг и гидроочистка нефтяных фракций [c.151]

    Осуществляется процесс гидроочистки нефтяной фракции, который сопровождается частным гидрокрекингом. Протекающие химические процессы можно описать реакциями А —у [А, и Лд— — сырье, 1 — продукты гидрокрекинга, Лд и Лд — соединения серы в А и [c.224]

    Гидрокрекинг и гидроочистка нефтяных фракций Моделирование процессов гидрокрекинга с использование  [c.4]

    Гидроочистку нефтяных фракций в промышленных условиях проводят обычно на алюыокобальтмолибдено-вом, алюмоникельмолибденовом и других катализаторах при температуре 350—400° С, давлении 30—50 ат и молярном отношении водород — сырье от 5 1 до 10 1. [c.34]

    Эффективное насыщение ароматических углеводородов в жидких парафинах происходит при значительно меньших объемных скоростях, чем в процессах гидроочистки нефтяных фракций. Влияние объемной скорости на глубину гидрирования ароматических углеводородов при очистке на катализаторе было представлено на рис, [c.247]

    Лекции 11,12. Гидроочистка нефтяных фракций от серы и азота. [c.323]

    Уравнение (2.3) будет использовано далее для расчета реакционного объема при гидроочистке нефтяных фракций. [c.143]

    За последние 10-15 лет мощности установок гидроочистки нефтяных фракций на заводах США значительно выросли. Ниже даны общие мощности установок (в тыс. м /сут) за 1980 и 1989 гг. и прирост мощности (АМ)  [c.95]

    При гидроочистке нефтяных дистиллятов почти полностью нарушаются связи С—8, но практически не затрагиваются связи С—С, т. е. процесс протекает без заметной деструкции сырья. Подтверждением этого является то, что выход гидрогенизата от сырья достигает 95—99% (масс.), а глубина обессеривания — 90—99,5%. Снижение же содержания азоторганических соединений при этом не превышает 40—75% эти соединения удаляются труднее не только серы, но и олефинов и тем более диенов. Сероорганические соединения нефти почти всегда концентрируются в тяжелых фракциях в виде гетероциклических соединений ароматического ряда. В тяжелых фракциях содержится и большее количество азот- и металлорганических соединений. Гидроочистка такого более тяжелого сырья, в том числе и нефтяных остатков, является более трудным процессом и требует дополнительного изучения. Гидроочистка нефтяных фракций до 350 °С преследует две основ- [c.235]

    Технология гидроочистки нефтяных фракций компании Шеврон [137, 138]. По данной технологии гидроочистке могут подвергаться мазуты и гудроны, масляные фракции с целью снижения содержания серы, азотистых соединений, тяжелых металлов, асфальтенов и коксуемости в продуктах реакции. Процесс является комбинацией двух технологий-компании Шеврон и компа- [c.199]

    Элементарная сера, сероводород и дисульфиды. Элементарная сера, сероводород и дисульфиды содержатся в нефтях и нефтепродуктах в малых концентрациях. Элементарная сера и сероводород в сырых нефтях обычно от сутствуют, они образуются в основном как вторичные продукты разложения сераорганических соединений при термическом воздействии в процессах перегонки, деструктивной переработки и гидроочистки нефтяных фракций, дисульфиды образуются при окислении меркаптанов (табл. 78). [c.243]

    Работают установки гидроочистки нефтяных фракций следующим образом. [c.247]

    В табл. 4.3 и 4.4 даны технологический режим и выход продуктов гидроочистки нефтяных фракций. [c.73]

    При процессах каталитической гидроочистки нефтяных фракций азот удаляется труднее, чем сера [1—6]. Тем не менее часто возникает необходимость удалить азот [7, 8] при переработке сланцевых смол эта задача приобретает еще более важное значение, так как содержание азота в сланцевых смолах значительно выше, чем в нефтях [9]. [c.124]

    Катализаторы гидрогенизационных процессов в основном выпускаются на российских катализаторных фабриках на Рязанском НПЗ и Ангарском НПЗ. На других фабриках эти катализаторы производятся в небольшом количестве. Российские катализаторы гидроочистки нефтяных фракций по своим свойствам сравнимы с зарубежными аналогами. Ранее, когда собственные катализаторы были значительно дешевле, даже не обсуждались вопросы закупки импортных катализаторов для данных процессов. Сейчас, когда цены на оксиды металлов на российском рынке все более приближаются к мировым, а цены на сами катализаторы уже сравнимы с зарубежными, на первый план выходят вопросы технического обслуживания и надежности катализаторов. В связи с этим у российских продавцов катализаторов могут возникнуть проблемы со сбытом, так как нефтеперерабатывающим заводам стран бывшего СССР станет более выгодно покупать катализаторы гидроочистки за рубежом. [c.279]

    Каталитические процессы. Среди каталитических процессов наиболее распространены каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка нефтяных фракций, гидрокрекинг, алкилирование, изомеризация, производство кислородсодержащих добавок (метил-ш/ ет-бутилового эфира). [c.261]

    Гидроочистка нефтяных фракций 799 [c.13]

    Гидроочистка нефтяных фракций. При строительстве новых установок предпочтение следует отдавать строительству установок гидрообессеривания тяжелых нефтяных фракций, кото- [c.261]

    В промышленности гидроочистку нефтяных фракций проводят при 380-420 °С под давлением 2,5-4 МПа в присутствии АКМ (или АНМ) катализаторов. Соотношение водород сырье в м обычно составляет (300-600)  [c.133]

    Макрокинетика процесса. Скорость протекания реакций гидроочистки нефтяных фракций зависит от химической природы и физических свойств сырья, типа катализатора, парциального давления водорода, объемной скорости подачи сырья, температуры и других факторов. [c.376]

    Лекции 14 и 15. Гидроочистка нефтяных фракций от сбры и азота. [c.332]

    Алюмокобальтмолибденовые катализаторы в настоящее время применяют преимущественно для процессов гидроочистки нефтяных фракций. Поэтому их активность принято оценивать по обессеривающей способности. В качестве очищаемого сырья используют сернистые пря-могоиные дизельные фракции. [c.177]

    Химия и технология гидроочистки,нефтяных фракций освещены в работах [54, 242, 243]. Поэтому мы кратко рассмотрим лишь те вопросы, которые связаны с применением этЬго процесса с целью подготовки сырья для каталитического риформинга. [c.110]

    РИС. 48. Схема установки гидроочистки нефтяных фракций (процесс юнионфайнинг) по технологии компании Юнокал-. [c.198]

    Взаимодействие индивидуальных сераорганических соединений с водородом протекает ио первому порядку. Однако для процесса гидроочистки нефтяных фракций лучшее приближение к экспериментальным данным дает кажущийся второй порядок. Изменение порядка реакции, ио-видимому, объясняется постоянным снижением константы скорости реакции пс> мере гидрирования наиболее реакциоииоспособных соединений. При высокой температуре, когда скорость химической реакции резко возрастает, скорость суммарного превращения определяется диффузией сырья в поры катализатора. При этом порядок реакции падает, приближаясь к первому. Для уменьшения внутр адиффузионного торможения реакции ири очистке тяжелых видов сырья рекомендуется использовать катализаторы с размером нор более 10 нм. [c.302]

    Катализаторы. В процессах гидроочистки нефтяных фракций, в частности от серосодержащих соединений, применяют алюмоко-бальтмолибденовые или алюмоникельмолибденовые катализаторы. До использования катализаторы испытывают с целью подбора наиболее подходящего для данного сырья и условий процесса очистки учитывают также срок их службы и стоимость. Катализаторы должны удовлетворять следующим требованиям быть высокоактивными и избирательными, устойчивыми к отравлению и долгодействующими постепенное накопление кокса на катализаторе не должно существенно сказываться на его рабочих характеристиках в течение длительного времени он должен хорошо регенерироваться (основная цель — восстановление активности и избирательности) частицы его должны быть прочными — выдерживать нагрузки и не крошиться при резком изменении температуры и т. д. [c.268]

    Экономическая целесообразность извлечения сернистых и кислородных соединений из среднедистиллятных фракций, а также из продуктов крекинга будет определяться не только их использованием как нового химического сырья, но и получением при этом качественных топлив из высокосернистых и высокосмолистых нефтей. При гидроочистке нефтяных фракций сернистые, кислородные и азотистые соединения превращаются в соответствующие углеводороды. Однако в результате исчерпывающего удаления неуглеводородных соединений топлива, полученные на основе гидроочищенных фракций, приобретают серьезные эксплуатационные-недостатки — ухудшенные противоизносные свойства, а некоторые из них — повышенную склонность к автоокислению. Эти недостатки устраняются введением небольших количеств присадок, представляющих собой эффективные поверхностно-активные вещества, или использованием гидроочищенного дистиллята не как тбварного топлива, а как компонента смесевого топлива с фракцией, например, прямой перегонки, Поверхностно-активные вещества этой фракции улучшают свойства товарного продукта. Действительно, добавление до 0,1 вес. % сульфидов (по сере) оказывает антиокислительный эффект, а введение 0,01—0,10 вес. % нефтяных кислот или спиртов заметно улучшает противоизносные и противоокислительные свойства топлива. [c.300]

    При гидроочистке идут и реакции деструктивной гидрогенизации с образованием незначительных количеств (3-4%) газа и легких фракций, не содержащихся в исходном сырье. Химизм процесса гидроочистки нефтяных фракций освещен в разделе Каталитический риформингбензиновых фракций (блок предварительной гидроочистки бензинов). [c.198]

    Применение. Газообразный В. применяют для синтеза NHз, СН3ОН, высших спиртов, углеводородов, НС1 и др., как восстановитель при получении мц. орг. соединений, в т.ч. пищ. жиров. В металлургии В. используют для получения металлов, создания защитной среды при обработке металлов и сплавов, в нефтепереработке-для гидроочистки нефтяных фракций и смазочных масел, гидрирования и гидрокрекинга нефтяных дистиллатов, нефтяных остатков и смол. В. применяют также в произ-ве изделий из кварцевого стекла и др. с использованием водородно-кислородного пламени (т-ра выше 2000 °С), для атомно-водородной сварки тугоплавких сталей и сплавов, для охлаждения турбогенераторов, как восстановитель в топливных элементах. [c.401]

    Технология компании Эксон охватывает все процессы гидроочистки нефтяных фракций-от легких нефтепродуктов до мазутов и гудронов. В зависимости от состава сырья процессы Эксон имеют следующие названия  [c.199]

    Практическая ценность работы. Предложен метод гидроочистки бензина термического происхождения на основе реакции ионного гидрирования с применением доступных реагентов прямогонного бензина, серной кислоты (п-толуолсульфокислоты) и хлористого алюминия. Проведены опытные испытания гидрирования крекинг-бензинов системой ПБ-НгЗОд/ А1С1з в лаборатории серной кислоты нефтеперерабатывающего завода Уфанефтехим и на гетерофазном катализаторе в проточном режиме в лаборатории приготовления катализаторов Института нефтехимии и катализа. Показано что полученный гидроочищенный бензин по групповому химическому и фракционному составу и свойствам близок к бензину А-76. Предложенный метод может быть использован на малых заводах, где гидроочистка нефтяных фракций в присутствии молекулярного водорода не осуществляется. [c.4]

    На заводах стран бывшего Советского Союза из вторичных процессов широко распространены установки гидроочистки нефтяных фракций. Практически на каждом заводе при рифор-минге имеется блок гидроочистки бензинов, дизельные фракции подвергаются гидроочистке на специально построенных установках. На некоторых заводах построена установка гидроочист--ки керосина, например на Волгоградском НПЗ. Установки Г-43-107 включают блок гидроочистки вакуумного газойля. На ряде установок имеется гидроочистка масел. Мощность установок гидроочистки бензина обычно составляет 300-1000, керосина-600-2000, дизельного топлива-1200-2000, компонентов смазочных масел 300-600, вакуумного дистиллята-600-2000 тыс. т/год. [c.246]

    ЮОПи очень активна в создании процессов, связанных с гидроочисткой, гидрированием нефтяных фракций. ЮОПи имеет лицензии на более чем 570 установок гидроочистки нефтяных фракций-от прямогонных бензинов, керосинов, дизельных топлив до тяжелых нефтяных фракций, газойлей коксования и ди-олефинового сырья. Необходимо отметить, что хотя имеется много патентов в этой области, как правило, технологические схемы гидроочистки одного и того же сырья просты и похожи одна на другую. Например, процесс юнионфайнинг (компания Юнокал-, рис. 48) [132] имеет все элементы, характерные для гидроочистки любого лицензионного процесса любой фирмы. Это нагревательная сырьевая печь, реактор гидроочистки, сепаратор, стабилизационная колонна. [c.198]

    РИС. 49. Схема установки гидроочистки нефтяных фракций по технологии компании Эксои  [c.199]

chem21.info