EA004903B1 - Способ десульфурации нефтяных дистиллятов - Google Patents
Способ десульфурации нефтяных дистиллятов Download PDFInfo
- Publication number
- EA004903B1 EA004903B1 EA200200668A EA200200668A EA004903B1 EA 004903 B1 EA004903 B1 EA 004903B1 EA 200200668 A EA200200668 A EA 200200668A EA 200200668 A EA200200668 A EA 200200668A EA 004903 B1 EA004903 B1 EA 004903B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- sulfur
- fraction
- compounds
- activated carbons
- solvent
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
- C10G25/003—Specific sorbent material, not covered by C10G25/02 or C10G25/03
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
- C10G25/12—Recovery of used adsorbent
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/08—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one sorption step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/14—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one oxidation step
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Десульфурацию нефтяных дистиллятов можно осуществить путем циклической низкотемпературной адсорбции окисленных соединений серы на активированном угле с последующей регенерацией активированного угля с использованием органического растворителя. Используемый в способе активированный уголь является коммерчески доступным и площадь его поверхности, изменяющаяся в интервале приблизительно от 500 до 2000 м/г, обладает существенной частью своих пор в интервале от 10 до 100 Å.
Description
В данной заявке заявлен приоритет предварительной заявки Соединенных Штатов № 60/170416, поданной 13 декабря 1999, которая включена здесь ссылкой во всей полноте.
Настоящее изобретение относится к новому способу удаления соединений серы из нефтяных дистиллятов путем селективной адсорбции на активированном угле, который можно использовать для переработки нефти с целью десульфурации бензина, нафты, керосина, дизельного топлива, мазута и прочих продуктов.
Производство не содержащих серы нефтяных дистиллятов становится все более и более важным из соображений охраны окружающей среды. В частности, в настоящее время по всей Северной Америке максимальный уровень серы в дизельном топливе для дорожных дизельных двигателей регламентирован на значении 500 ч/млн (Федеральный регистр, том. 64, №92, 13 мая, 1999). В Европе и Японии были предложены уровни серы, сниженные до 50 ч/млн или даже ниже. В настоящее время каталитическая гидродесульфурация является технологией, применяемой на нефтеперегонных заводах для снижения содержания серы в дизельном топливе до 500 ч/млн. Высокие давления и температуры, связанные с гидродесульфурацей и ее модификациями, не только существенно повышают стоимость, но также способны изменять требуемые характеристики дистиллятного топлива. Поэтому существует как сильный экономический, так и технический стимул разработки экономически эффективной методики снижения содержания серы с использованием очень мягких условий (например, при температуре от 20 до 75°С и при давлениях от давления окружающей среды до очень низких).
В патенте США № 5454933 раскрывается способ, в котором используют активированный уголь наряду с катализаторами, состоящими из металлов VI и VIII групп в качестве полирующего агента при десульфурации для дистиллятов, предварительно подвергнутых гидродесульфурации. В патенте США № 2877176 описывается использование активированного щелочью активированного угля для адсорбции серы из дистиллятного топлива с последующим промыванием этого угля горячим углеводородом. Однако полный способ экономичного удаления серы с помощью адсорбента с использованием незначительных количеств активированного угля (пропитка угля внутри катализатором для придания ему активации) и других реагентов, который приводит к пониженным выбросам в окружающую среду, не раскрыт и не описан в предшествующей области техники.
Настоящее изобретение относится к способу десульфурации нефтяных дистиллятов, в частности, дизельного топлива, разделенного перегонкой на фракцию с низким содержанием серы и фракцию с высоким содержанием серы, с использованием циклической низкотемператур ной адсорбции дизельной фракции с высоким содержанием серы на коммерчески доступном активированном угле (каталитически пропитанном угле) с последующей стадией десорбционной обработки растворителем, стадией регенерации (промывка растворителем) и стадией сушки угля в системе замкнутого контура с нулевым выделением. После этого десульфурированное дизельное топливо смешивают с дизельной фракцией с низким содержанием серы от стадии первого грубого разделения (перегонки), получая конечный десульфурированный дизельный продукт и побочный продукт с высоким содержанием серы.
Целью настоящего изобретения является снижение уровней содержания серы в нефтяных дистиллятах до значения приблизительно менее 500 ч/млн.
Фиг. 1 представляет собой диаграммную блок-схему общей идеи способа, предоставленного в соответствии с указанием настоящего изобретения. Более точно на фиг. 1 показан начальный процесс, посредством которого дизельное топливо разделяют на фракции с низким и высоким содержанием серы.
Фиг. 2 представляет собой подробную блок-схему общего способа десульфурации фракции с высоким содержанием серы, предоставленной в соответствии с указанием настоящего изобретения.
В одном из способов воплощения настоящего изобретения сырую нефть 1 фиг. 1 сначала подвергают перегонке 2 для получения различных фракций 3, 4, 5, одной из которых является дизельная фракция 3. Дизельную фракцию обычно составляет смесь углеводородов С10-С20. Примерно 30% дизельной фракции от С10 до С13 содержит значительно меньше серы, чем более тяжелая фракция (от С14 до С20). Затем фракцию с высоким содержанием серы 4 подвергают способу, представленному на фиг. 2.
Дизельную фракцию с высоким содержанием серы, или дизельное сырье 21 смешивают с рецикловым высокосернистым кубовым остатком 41, как показано на фиг.2. Объединенный поток 22 поступает в адсорбер серы 43 либо прямоточным, либо противоточным образом. Адсорбер серы 43 состоит из подвижного слоя пористого угля (с большей частью пор в интервале от 10 до 100 А) с высокой площадью поверхности (приблизительно от 500 до 1500 м2/г). Дизельное топливо десульфурируют и выводят из адсорбера 43 в виде дизельного продукта с низким содержанием серы 23, который предстоит смешать с дизельной фракцией с низким содержанием серы 3 из фиг. 1. Движущийся поток угля 25 поступает в секцию очистки растворителем 44, в которую подается поток азота 27, обогащенный парами растворителя, и из которой выходит поток азота 28, в существенной степени не содержащий растворителя. Из секции очистки растворителем 44 уголь 26 (с неф3 тью) выходит в виде потока 26 и входит в нефтяной десорбер 45, где он соприкасается с жидким растворителем и выходит с десорбированной нефтью в виде потока 30. Смесь растворителя и нефти 30 направляется в дистиллятор 4 6 и разделяется на нижний поток 42 с высоким содержанием серы и верхний поток растворителя 35, который вновь возвращают в цикл в нефтяной десорбер в виде потока 29. Нижний рецикловый поток с высоким содержанием серы 41 можно вновь вернуть в цикл для смешивания с дизельным топливом в виде потока 22 для того, чтобы повысить содержание серы в сырье для адсорбера серы 43 и снизить количество нефти, уносимой с нижним потоком с высоким содержанием серы 42. Регенерированный уголь выходит из десорбера нефти в виде потока 31 и, поскольку он содержит растворитель, он входит в десорбер растворителя 47. Растворитель удаляют из угля при помощи потока азота 28, а смесь азота и растворителя 27 возвращают обратно в секцию очистки растворителем 44. Сухой регенерированный уголь покидает десорбер растворителя в виде потока 24 и возвращается в цикл в адсорбер серы 43. Процесс в целом осуществляют при давлениях, находящихся в интервале приблизительно 1-5 атмосфер.
Обычные рабочие температуры приведены ниже:
Адсорбер серы 43 25-5С°С
Секция очистки растворителем 46 25-50°С
Десорбер нефти 45 50-100°С
Десорбер растворителя 47 50-110°С
Растворители, используемые в сочетании согласно настоящему изобретению, включают в себя органические растворители, температуры кипения которых ниже, чем температура кипения нефтяного дистиллята, предназначенного для десульфурации.
В одном из вариантов воплощения настоящего изобретения нефтяной дистиллят представляет собой дизельное топливо с начальной температурой кипения приблизительно 150°С. Предпочтительным растворителем для десульфурации дизельного топлива является толуол. Другие приемлемые растворители включают в себя, но не ограничиваются ими, бензол, хлорсодержащие углеводороды, гексан и циклопентан. Однако по соображениям экологичности и токсичности выбор промышленно приемлемых растворителей может быть ограничен. Растворители выбирают, исходя из их способности удалять ароматические компоненты окисленной серы.
Способ в целом осуществляют в замкнутой системе без выбросов. Высокосернистый кубовый остаток может уносить с собой следы растворителя и его собирают в виде потока 48. Модификация грубой перегонки для разделения дизельного топлива на две указанные фракции 3 и 4 из фиг. 1 приводит примерно к 30%-ной экономии при десульфурации, поскольку десульфурировать предстоит меньший на 30% поток 4. Кроме того, исключительно мягкие условия способа десульфурации представляют собой экономически эффективную альтернативу гидродесульфурации.
Несмотря на то, что в следующих неограничивающих примерах в качестве источника серусодержащих дистиллятов используют дизельное топливо, настоящее изобретение можно применять к другим дистиллятам. Более того, в качестве предпочтительной конфигурации на фиг. 2 представлен подвижный слой катализатора, однако, можно также использовать циклические неподвижные слои, резервуары с перемешиванием. Следующие неограничивающие примеры предоставят читателю и специалистам в данной области лучшую оценку и понимание настоящего изобретения.
Примеры
Использованное дизельное топливо
Использованное дизельное топливо представляло собой газойль от 8ауЬо11 с 0,2% 8 (Όίβке1 №1), Ь-О, 2-62 сорта от Ьикой (Όίβκβΐ №2) и Ь-О, 5-62 сорта от Ьикой (01еке1 №3). Свойства этого топлива, предоставленного поставщиком, приведены в табл. 1.
Использованные материалы
В качестве адсорбентов использовали коммерчески доступные источники угля:
A. СагЬо-Тесй СМВН, АеНуекоЫе, Тур Ό52/4ΝΟχ.
B. Са1доп М1хеб ВРЬ 6x16 и РСВ 6x16.
C. ВагпеЬу апб 8и(сНГГе. тип С1, 8x16, Ьо!#1-31-1Т.
Ό. 81теш, 06-005С, Ьо!#135211-8
Е. СаЦоп. образец #3092-4-3 (уголь с высокой каталитической активностью).
Б. Са1доп, ВРЬ 6x16.
О. Са1доп, Б-400.
H. Са1доп, Са1 12x40.
I. Са1доп, СРО 12x40.
Прибор для определения серы
Анализатор серы в нефти НопЬа 8ЬБА-20.
Использованные образцы нефтяных дистиллятов
Ь|еке1 №1 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 1353 ч/млн при стандартном отклонении 18 ч/млн.
Ь|еке1 №2 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 1969 ч/млн при стандартном отклонении 12 ч/млн.
Ь|еке1 №3 анализировали 10 раз с использованием анализатора НопЬа. Среднее содержание серы составило 2847 ч/млн при стандартном отклонении 26 ч/млн.
Пример 1. 01еке1 №3 в количестве 531,5 г с определенными 2850 ч/млн серы перегоняли в вакууме (при вакууме 28 мм рт. ст.), получая 6 фракций. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при °С |
1 | 0,34 | 57 | Собрано из паров путем конденсации при -2 |
2 | 9,97 | 465 | 172 |
3 | 10,47 | 719 | 136 |
4 | 10,54 | 1021 | 197 |
5 | 6,91 | 1304 | 240 |
6 (по измерению) | 60,33 | 4201 | Остатсчный дизель |
6 (по вычитанию) | 61,82 | - | - |
Таблица 1 Свойства дизельного топлива
Экспериментальное обозначение | ^^е8е1 №1 | ^^е8е1 №2 | ^^е8е1 №3 |
Название | Газойль 0,2% 8 | Сорт Ь-0,2-26 | Ь-0,5-62 |
Поставщик | 8ауЬоИ | ЬикоИ | Ьикой |
Плотность (кг/л) | 0,829 | 0,860 | 0,838 |
Содержание серы (мас.%) | 0,13 | 0,19 | 0,50 |
Температура помутнения (°С) | -9 | -3 | -6 |
Температура закупоривания (°С) при холодном фильтровании | -20 | -12 | -14 |
Температура вспышки (°С) | 61 | 65 | 65 |
Фракционный состав 1 т.кип. (°С) | 165,6 | отс (ΝΑ) | отс |
50% выделения (°С) | 252,5 | 279 | 277 |
95% выделения (°С) | 342,0 | отс | отс |
96% выделения (°С) | не изм (ΝΜ) | 360 | 354 |
Конечная т.кип. (°С) | 354,5 | отс | отс |
Пример 2. Повторяли пример 1, используя 476,12 г Όίαοΐ №3, в котором определили 2850 ч/млн серы. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при (°С) |
1 | 0,49 | 230 | Ссобрано из паров путем конденсации при -2С |
2 | 10,14 | 548 | 170 |
3 | 11,27 | 805 | 183 |
4 | 11,32 | 1103 | 195 |
5 | 4,21 | 1405 | 240 |
6 (по измерению) | 61,69 | 4262 | Остаточный дизель |
6 (по вычитанию) | 62,57 | - | - |
Пример 3. Остаточные дизельные фракции (№6) из примеров 1 и 2 объединяли и подвергали дальнейшей вакуумной перегонке, разделяя на 4 фракции. Массовое распределение и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при (°С) |
1 | 9,09 | 2004 | 207 |
2 | 8,98 | 2310 | 211 |
3 | 3,94 | 2475 | 217 |
4 | 75,33 | 4780 | Остаточный дизель |
4 (по вычитанию) | 77,99 | - | - |
Пример 4. Повторяли пример 1, используя 261,44 г Όίαοΐ №1, в котором определили 1353 ч/млн серы. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при (°С) |
1 | 0,45 | Не изм. | Собрано из паров путем конденсации при -2°С |
2 | 19,88 | 582 | 164 |
3 | 24,17 | 828 | 193 |
4 | 20,88 | 1150 | 212 |
5 | 2,43 | 1418 | 223 |
6 | 29,19 | 2574 | Остаточный дизель |
Пример 5. Повторяли пример 1, используя 470,11 г Όίβδβΐ №1, в котором определили 1357 ч/млн серы. Собирали семь фракций. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при (°С) |
1 | 0,83 | 379 | Собрано из паров путем конденсации при -2°С |
2 | 10,2 | 518 | 143 |
3 | 10,63 | 723 | 152 |
4 | 11,97 | 795 | 167 |
5 | 9,79 | 846 | 181 |
6 | 4,15 | 860 | 194 |
7 | 51,65 | 1987 | Остаточный дизель |
Пример 6. Повторяли пример 1, используя 818,69 г Όίβδβΐ №3, в котором определили 2850 ч/млн серы. Массовые распределения и содержание серы приведены ниже:
Фракция № | Мас.% | Сера (ч/млн) | Перегнано при (°С) |
1 | 0,85 | Не изм. | |
2 | 10,94 | 489 | 184 |
3 | 8,29 | 622 | 197 |
4 | 9,64 | 982 | 203 |
5 | 3,77 | 1123 | 207 |
6 | 66,50 | 3884 | Остаточный дизель |
Пример 7. Остаточный дизель (3884 ч/млн серы) из примера 6 в количестве 41,72 г помещали в каждый из 5 различных лабораторных стаканов. В каждый из этих 5 стаканов помещали десять грамм углей А, В, С, Ό и Е, соответственно. Определяли уровни серы в нефти в свободном состоянии и эти измерения представлены ниже:
Оставшаяся сера (ч/млн) | ||
Уголь | Спустя 4,3 ч | Спустя 24,1 ч |
А | - | 3904 |
В | - | 3071 |
С | - | 3065 |
ϋ | - | 3134 |
Е | 3572 | 3357 |
Пример 8. Неадсорбированное остаточное дизельное топливо декантировали с углей В, С, Ό и Е примера 7 и подвергали добавке угля в тем же соотношении, что и в примере 7. Результаты по оставшейся сере приведены ниже:
Оставшаяся сера (ч/млн) | ||||
Декантированное остаточное дизельное топливо | Добавленный уголь (г) | Спустя 2,5 ч | Спустя 23 ч | |
Уголь | (г) | |||
В | 23,96 | 5,70 | 2699 | 2552 |
С | 22,27 | 5,37 | Не изм. | 2553 |
ϋ | 23,39 | 5,65 | Не изм. | 2586 |
Е | 28,09 | 6,78 | Не изм. | 2792 |
Пример 9. Фракции с 1 по 5 из примера 6 объединяли так, чтобы получить загрузку №1 и загрузку №2 с определенной серой 768 ч/млн и
Ί
694 ч/млн, соответственно. Результаты по оставшейся сере приведены ниже:
Оставшаяся сера (ч/млн) | ||
Спустя 18 ч | Спустя 41 ч | |
Загрузка №1 | 598 | 603 |
Загрузка №2 | 480 | 487 |
Пример 10. Большой образец Б|С5с1 №1 перегоняли, как в примере 1, получая 5 фракций и 1584 г остаточного дизеля. Фракции 1 и 2 объединяли, получая 440 г; фракции 3, 4 и 5 объединяли, получая 1018 г. В остаточном дизеле определяли 1992 ч/млн серы. 1584 г остаточного дизеля помещали в 4л стакан и добавляли приблизительно 396 г угля В. Спустя 72 ч содержание серы снижалось до 1330 ч/млн. Остаточный дизель фильтровали, получая 1313 г нефти, при этом 271 г нефти оставалось на угле. К 1313 г дизеля прибавляли приблизительно 326 г свежего угля В и оставляли эту суспензию стоять в течение 72 ч. Содержание серы снижалось до 980 ч/млн. Полученную суспензию фильтровали и выделяли 1096 г нефти. К этой нефти прибавляли 271 г угля Р и оставляли стоять еще в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 797 ч/млн. Эту суспензию фильтровали и выделяли 380 г нефти. К ней прибавляли 222 г угля С и оставляли стоять еще в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 635 ч/млн. Полученную суспензию фильтровали и выделяли 689 г нефти. К ней прибавляли 70 г угля С и 102 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 531 ч/млн. Эту конечную суспензию фильтровали, получая 554 г нефти.
Пример 11. В объединенных фракциях 3-5 из примера 10 (1018 г) определяли 773 ч/млн серы. Эту смесь помещали в стакан и прибавляли 252 г угля Р. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 612 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 829 г нефти. К этой суспензии добавляли 206 г угля Р. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 515 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 68 8 г нефти. К ней добавляли 171 г угля Ό. Спустя 24 ч содержание серы снижалось до 488 ч/млн. Суспензию фильтровали и выделяли 570 г нефти.
Пример 12. В объединенных фракциях 1 и 2 из примера 10 (440 г) определяли 449 ч/млн серы. Эту смесь смешивали с десульфурированной нефтью из примеров 10 и 11 в том же соотношении, что и первоначальные соотношения. Так, 554 г нефти из примера 10 смешивали с 378 г нефти из примера 11 и 151 г объединенных фракций 1 и 2, получая десульфурированное дизельное топливо, содержание серы составляло 480 ч/млн.
Пример 13. Независимый анализ десульфурированного дизельного топлива из примера 12 был проведен 8ауЬо11. Свойства первоначального Э|С5с1 №1 и десульфурированного Э|С5с1 №1 сопоставлены в табл. 2, из которой видно, что кроме пониженного содержания се ры, никакого иного существенного различия в свойствах не было.
Таблица 2. Сравнение свойств Э1е8е1 №1 и десульфурированного Э1е8е1 №1
Результат | |||
десульфурированный ΟίβεεΙ |
Тест
Метод
Единица □ίβδβ! №1 из примера 13 изм-ния
Удельная плотность при вспышки
Температура помутнения ΐ Температура
I закупоривания фильтровании при холодном
об/об выделено об/об выделено нам.
Температура
Перегонка об/об ί выделено
Пример 14. Б1е8е1 № 2 (сера - 1973 ч/млн) в количестве 182,4 г смешивали с 45,61 г угля Ό и оставляли смесь стоять в течение 24 ч. Содержание серы снижалось до 1339 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 155 г нефти. К ней прибавляли 38,7 г угля Ό. Содержание серы снижалось еще до 1034 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 132,3 г нефти. К ней прибавляли 33 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 845 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 113 г нефти. К ней прибавляли 28 г угля Ό. Содержание серы снижалось до 704 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 95 г нефти. К ней прибавляли 23,8 г угля. Содержание серы снижалось до 585 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 77 г нефти. К ней прибавляли 19 г угля. Содержание серы снижалось до 498 ч/млн. Суспензию фильтровали, получая 67 г десульфурированного дизельного топлива, в котором определяли 498 ч/млн серы.
Пример 15. Отработанный уголь (с нефтью) в количестве 72 г [из примера 10, к нефти с
797 ч/млн серы добавляли уголь С], содержа9 щий определенные 33 г нефти, подвергли экстракции в сокслете с использованием толуола. Толуол (с экстрагированной нефтью) перегоняли для отделения нефти, которая составила 31,5 г и содержала 1261 ч/млн серы. Уголь сушили азотом при 120°С. Регенерированный уголь протестировали на эффективность десульфурации. Сорок один г регенерированного угля смешивали с 171 г О1е<е1 №3, содержащего 2835 ч/млн серы. Содержание серы снижалось до 1949 ч/млн за 24 ч. Таким образом, регенерированный уголь оказался более эффективным, чем первоначальный уголь.
Пример 16. Э|е5е1 №3 в количестве 50 мл, содержащий 2850 ч/млн серы, смешивали с 10 г угля С при 22°С и определяли содержание серы: как функцию времени. Результаты приведены ниже:
Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)
0,252594
0,52488
12292
22219
2227
Пример 17. Аналогично примеру 16, за исключением того, что использовали 20 г угля С. Результаты приведены ниже:
Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)
0,25 2033
0,5 1996
2002
1909
Пример 18. Аналогично примеру 16, за исключением того, что использовали О1е<е1 №3 и 30 г угля С. Результаты приведены ниже:
Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)
0,25 1555
0,5 1754
1,0
2,0
4,0
1747
1822
1720
Пример 19. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля Р. Результаты приведены ниже:
Время (ч) Оставшаяся сера (ч/млн)
0,08
0,33
0,75
1,0
1,25
2384
2298
2037
1997
1835
1731
Пример 20. Аналогично примеру 18, за ис ключением того, что содержание серы определяли быстро. Результаты приведены ниже:
Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)
2408
2113
1882
Пример 21. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 20 г угля Н. Результаты приведены ниже:
Время(мин)
130
180
285
Оставшаяся сера (ч/млн)
2387
2223
2169
2084
1974
1976
1912
Пример 22. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 20 г угля I. Результаты приведены ниже:
Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)
52371
152259
402148
602002
105
210
1965
1929
Пример 23. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля I. Результаты приведены ниже:
Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)
52158
301880
601742
1301685
1801660
240
1652
Пример 24. Аналогично примеру 18, за исключением того, что использовали 30 г угля Н. Результаты приведены ниже:
Время (мин) Оставшаяся сера (ч/млн)
52120
301780
601751
120
1686
1801643
2401658
Пример 25. О1е<е1 №3 (2850 ч/млн серы) в количестве 50 г смешивали приблизительно с 20 г угля С. Суспензию перемешивали в течение 15 мин, фильтровали, выделяя 33 г дизеля, после чего содержание в нем серы снизилось приблизительно до 2201 ч/млн, а 17 г О1е<е1 №3 осталось внутри влажного угля (в пространстве между гранулами и внутри пор). Первоначальный Э|е5е1 №3 был желтого цвета, и выделенный Э|е5е1 №3 был желтым. Через влажный уголь проливали пятьдесят (50) г гексана и с угля сходил 41 г гексанового смыва, при этом 9 г оставалось на угле. Гексановый смыв был прозрачным, не желтым, и содержал приблизительно 422 ч/млн серы. После этого через влажный уголь, обработанный гексаном, как описано выше, пропускали пятьдесят (50) г толуола. С угля сходило сорок три (43) г толуольного смыва, при этом 7 г оставалось на угле. Смыв растворителя был желтым и содержал 291 ч/млн серы. Этот пример показывает, что более полярный и ароматический растворитель, такой, как толуол, в противоположность гексану, извлекает из угля хромагенные вещества, которые, в действительности, и придают дизельному топливу желтый цвет, тогда как гексан не способен извлекать эти вещества.
Пример 26. Повторяли пример 25, за исключением того, что уголь Р заменяли углем С. Масса дизельного топлива, выделенного с угля, составляла 36 г. В нем содержалось 2374 ч/млн серы и оно имело желтую окраску. Гексановый смыв весил 41 г, он был бесцветным и содержал 266 ч/млн серы. Толуольный смыв весил 45 г, он был светло-желтым и содержал 218 ч/млн серы.
Пример 27. Готовили набивную колонку с восходящим потоком, содержащую около 2200 см3 (1238 г) угля С. Колонка представляла собой трубку из нержавеющей стали 2,5 дюмов х 36 дюймов высоты. При необходимости к колонке подводили внешний регулируемый источник тепла для регулирования температуры слоя. Поток дизеля в колонку устанавливали при 17,2 см3/мин. Тестировали ряд образцов дизельного топлива.
Через колонку при 30°С пропускали дизельное топливо с бензозаправочной станции, содержащее 483 ч/млн серы. По мере прохождения топлива температура повышалась до 68°С вследствие адсорбции. Как только волна адсорбции была перейдена, температура вновь упала до 30°С. Четыре образца десульфурированного дизеля собирали в порции по 200 см3, представленные ниже:
Сера (ч/млн)
Порция 160
Порция 279
Порция 3129
Порция 4117
Таким образом, содержание серы снижалось с 483 ч/млн до 60-129 ч/млн для первых 800 мл топлива, прошедшего через колонку, примерно за 45 мин.
Пример 28. Колонку с восходящим потоком набивали так же, как в примере 27. В дизельное топливо с бензозаправочной станции вводили дибензотиофен и тианафтен, чтобы получить топливо с содержанием серы 2863 ч/млн. Это топливо пропускали через колонку при 17,2 см3/мин так же, как и в примере 27. В результате адсорбции температура повышалась до 68°С и затем снижалась до 30°С по мере прохождения волны через колонку. Собирали десять образцов в порции по 230 см3. Содержание серы в этих порциях и в собранном смыве с колонки приведено ниже.
Сера (ч/млн) | |
Порция 1 | 100 |
Порция 2 | 347 |
Порция 3 | 580 |
Порция 4 | 903 |
Порция 5 | 1145 |
Порция 6 | 1390 |
Порция 7 | 1630 |
Порция 8 | 1762 |
Порция 9 | 1930 |
Порция 10 | 1958 |
Смыв с колонки | 2731 |
Из этого примера видно, что содержание серы в первых четырех порциях (690 см3) при их объединении составило бы менее 500 ч/млн, а содержание серы в последних шести порциях (1610 см3) при их объединении с частью смыва с колонки составило бы менее 2000 ч/млн, исходя из дизельного топлива, содержащего 2863 ч/млн серы.
Пример 29. Первые четыре порции из примера 28 объединяли и обозначали как образец В. Последние шесть порций из примера 28 объединяли с 610 мл смыва с колонки и обозначали как образец С. Каждую смесь и исходное дизельное топливо (обозначенное как образец А) посылали 8ауЬо11 для определения серы и прочих технических требований к дизельному топливу. Эти результаты представлены в табл. 3. Эти результаты показывают, что снижение содержания серы было таким же, как в примере 28. Цетановый индекс продукта улучшился, что указывает на удаление ароматики. Прочие технические требования существенно не изменились.
Таблица 3
Сравнение свойств исходного дизельного топлива (образец А) и двух дизельных продуктов (образцы В и С] из примера 28
Тест | А5ТМ метод | Результат | ||
образец А | образец В | образец С | ||
Плотность, АР1 при 60°С | ϋ-1298 | 33,3 | 38,1 | 34,8 |
. Температура вспышки, Релвку мартены, °Р | ϋ-93 | 145 | 141 | Ϊ47 |
: Температура помутнения °С/°Е | 0-2500 | -12/10 | -13/9 | -11/12 |
Температура застывания. °С/°Е | 0-97 | -21/-6 | -18/0 | -15/5 |
Сера, РСА, масс.% | ϋ-4294 | 0,278 | 0,045 | 0,185 |
Вода и отстой (об.%) | 0-2709 | 0,05 | 0,0 | 0,05 |
Цетановый индекс | 0-4737 | 43,9 | 52.7 | 46.6 |
Перегонка. 1Т.КИП (°Е) | 0-86 | 358 | 354 | 357 |
Выделено, 10% (°Е) | 419 | 412 | 418 | |
50% (°Е) | 520 | 513 | 517 | |
90% (Т) | 611 | 612 | 612 | |
Конечная точка (°Е) | 678 | 672 | 674 | |
Выделение, об.% | 98.5 | 98,5 | 98,5 | |
Потеря, об.% | 1.4 | 1,4 | 1.4 | |
0,1 | 0,1 | 0,1 |
Пример 30. Сульфидированную колонку из примера 27 регенерировали при помощи восходящего потока толуола (13 см3/мин) в течение двух часов при 75°С. Содержание серы в толуольном продукте и толуольном смыве с колонки указывало на то, что выделение серы с колонки составило 73%. После промывки толуолом колонку продували азотом в течение двух часов при 100°С.
Пример 31. Частично регенерированную колонку из примера 30 протестировали на восстановление десульфурирующей эффективности. Образец дизельного топлива (Э|С5с1 №2, табл. 1), содержащего 1998 ч/млн серы, пропускали через колонку в условиях, аналогичных примеру 27. Собирали семь порций по 200 см3 и смыв с колонки и определяли в них следующее содержание серы:
Сера (ч/млн) | |
Порция 1 | 462 |
Порция 2 | 558 |
Порция 3 | 726 |
Порция 4 | 881 |
Порция 5 | 962 |
Порция 6 | 1084 |
Порция 7 | 1152 |
Смыв с колонки | 1676 |
Таким образом, содержание серы снижалось с 1998 ч/млн до 462 ч/млн, что указывает на частичную регенерацию колонки толуолом.
Пример 32. Колонку из примера 31 регенерировали вновь, как в примере 30, толуолом, с последующей продувкой азотом. Определение серы в толуольном эффлюенте и смыве с колонки показало, что с колонки было выделено 86% серы.
Пример 33. Частично регенерированную колонку из примера 32 протестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 526 ч/млн серы, в условиях, аналогичных примеру 27. Первый 250-мл эффлюент содержал 413 ч/млн, а смыв с колонки содержал 506 ч/млн серы. В примерах 31 и 33 указано, что после регенераций уровень удаления серы составлял примерно 500 ч/млн. Это предполагало модификацию методики регенерации.
Пример 34. Колонку из примера 33 регенерировали, как в примере 30, толуолом, однако, продувку азотом проводили при более высокой температуре 115°С.
Пример 35. Частично регенерированную колонку из примера 34 вновь тестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 526 ч/млн серы, в условиях, аналогичных примеру 27. В первых 280 мл и следующих 125 мл эффлюентах образцов обнаружили лишь 300 ч/млн серы в противоположность 413 ч/млн в примере 33, а в смыве с колонки обнаружили 440 ч/млн, в противоположность 506 ч/млн серы в примере 33. Это предполагает, что температура продувки Ν2, большая на 15°С, улучшает эффективность регенерации колонки.
Пример 36. Колонку из примера 35 регенерировали, как в примере 34. Частично регенерированную колонку протестировали с использованием дизельного сырья, содержащего 534 ч/млн серы, таким же образом, как и в примере 27, за исключением того, что колонку поддерживали при 70°С, в отличие от 30°С, как в примере 27. Из эффлюента собирали в общем 12 образцов продукта и смыв колонки, показанные ниже.
Количество (г) | Сера (ч/млн) | |
Образец 1 | 178 | 276 |
Образец 2 | 184 | 294 |
Образец 3 | 171 | 255 |
Образец 4 | 173 | 299 |
Образец 5 | 178 | 316 |
Образец 6 | 178 | 325 |
Образец 7 | 177 | 350 |
Образец 8 | 174 | 357 |
Образец 9 | 175 | 356 |
Образец 10 | 186 | 346 |
Образец 11 | 191 | 338 |
Образец 12 | 179 | 392 |
Смыв с колонки | 795 | 480 |
Из этого примера видно, что эффективность десульфурации повышается при 70°С, поскольку серу в существенной степени удаляют до значения, меньшего 350 ч/млн, от 534 ч/млн для первых семи отборов.
Пример 37. Колонку из примера 36 снова | ||
регенерировали, как в | примере 35 и вводили в | |
нее дизельное сырье, | содержащее | 485 ч/млн |
серы тем же образом, что и в примере 27, за ис- | ||
ключением того, что | температура | составляла |
63°С, а поток снижали с 17,2 мл/мин до 6,3 | ||
мл/мин. Из эффлюента собирали в | общем 12 | |
образцов продукта и смыв колонки, | показанные | |
ниже. | ||
Количество (г) | Сера (ч/млн) | |
Образец 1 | 129 | 249 |
Образец 2 | 117 | 277 |
Образец 3 | 116 | 261 |
Образец 4 | 121 | 260 |
Образец 5 | 123 | 263 |
Образец 6 | 123 | 278 |
Образец 7 | 120 | 288 |
Образец 8 | 131 | 322 |
Образец 9 | 123 | 293 |
Образец 10 | 120 | 317 |
Образец 11 | 121 | 284 |
Образец 12 | 128 | 354 |
Смыв с колонки | 711 | 468 |
Из этого примера видно, что предельное повышение эффективности десульфурации происходит тогда, когда поток уменьшают с 17,2 мл/мин до 6,2 мл/мин. Содержание серы снижается с 485 ч/млн до значений ниже 350 ч/млн в 11 из первых 12 эффлюентов.
В настоящем изобретении предоставлен простой мягкий, высокоэффективный и недорогой способ десульфурации, в котором используются легкодоступные, долговечные и недорогие активированные угли (угли, пропитанные катализатором). Способ десульфурации, осуществленный в соответствии с указаниями настоящего изобретения, предоставляет следующие технические преимущества по сравнению со способами, известными в настоящее время в данной области техники:
1. Первоначальное разделение сырых нефтяных дистиллятов на фракции с низким и высоким содержанием серы уменьшает объем дистиллятов, подлежащих обработке, существенно снижая, таким образом, затраты.
2. Конечное содержание окисленной серы в продукте нефтяного дистиллята можно регулировать при помощи несмешивающегося растворителя, который селективно удаляет окисленные ароматические соединения серы, и контроля числа рециркуляции этого дистиллята через свежий регенерированный уголь.
3. Способ десульфурации мягкий и эффективный.
4. Можно осуществлять селективную регенерацию угля при использовании разных растворителей.
5. На качество дизельного топлива не оказывается вредного воздействия.
6. При повторном подвергании воздействию свежего регенерированного угля получают очень высокосернистый кубовый продукт малого объема, повышая, таким образом, выходы топлива и уменьшая отходы.
Обычному специалисту в данной области будет понятно, что в данном изобретении можно произвести много изменений и модификаций, не выходя за рамки прилагаемой формулы изобретения.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ удаления соединений серы из соединений нефти, включающий стадии разделения указанных соединений нефти на первую фракцию с низким содержанием серы и первую с высоким содержанием серы фракцию;взаимодействия указанной первой фракции с высоким содержанием серы по меньшей мере с одним окисляющим агентом;контактирования указанной первой фракции с высоким содержанием серы по меньшей мере с одним активированным углем, способным адсорбировать указанные соединения серы, что приводит к образованию второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы;рециркуляции по меньшей мере одного активированного угля при помощи по меньшей мере одного растворителя и по меньшей мере одного газа; и выделения указанных соединений нефти, из которых удалены указанные соединения серы.
- 2. Способ по п.1, где выбор указанного по меньшей мере одного растворителя основан на селективности указанного растворителя при удалении ароматических сернистых компонентов.
- 3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадии контактирования указанных вторых фракций с высоким содержанием серы с указанным по меньшей мере одним активированным углем и повторяющейся рециркуляции указанных вторых фракций с высоким содержанием серы через указанный по меньшей мере один активированный уголь до тех пор, пока уровень содержания указанной серы в указанном соединении нефти не станет меньше, чем приблизительно 500 ч./млн.
- 4. Способ по п.1, где указанные растворители выбирают из группы, состоящей из толуола, бензола, хлорсодержащих углеводородов, гексана и циклопентана.
- 5. Способ по п.1, где указанный газ представляет собой азот.
- 6. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при температуре по меньшей мере 20°С.
- 7. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при температуре в интервале приблизительно от 20 до 150°С.
- 8. Способ по п.1, в котором процесс поддерживают при давлении в интервале приблизительно от 1 до 5 атм.
- 9. Способ по п.1, где указанное соединение нефти выбирают из группы, состоящей из бензина, нафты, керосина, дизельного топлива, мазута и сырой нефти.
- 10. Способ по п.1, где указанные окисляющие агенты выбирают из группы, состоящей из воздуха, кислорода и перекиси водорода.
- 11. Способ по п.1, где указанные активированные угли организованы в конфигурацию, выбранную из группы, состоящей из подвижных слоев, неподвижных слоев, циклических неподвижных слоев и резервуаров с перемешиванием.
- 12. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют площадь поверхности по меньшей мере 500 м2/г.
- 13. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют площадь поверхности приблизительно от 500 до 2000 м2/г.
- 14. Способ по п.1, где указанные активированные угли имеют размер пор в интервале от 10 до 100 А.
- 15. Способ удаления соединений серы из соединений нефти, включающий стадии разделения указанных соединений нефти на первую фракцию с низким содержанием серы и первую фракцию с высоким содержанием серы;взаимодействия указанной первой фракции с высоким содержанием серы с окисляющими агентами;контактирования указанной первой фракции с высоким содержанием серы с активированными углями, способными адсорбировать указанные соединения серы, с образованием второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы;элюирования указанных адсорбированных соединений серы с указанными активированными углями;удаления указанных адсорбированных соединений серы из указанных растворителей и регенерации указанных активированных углей с помощью газа.
- 16. Способ по п.15, дополнительно включающий контактирование указанного элюанта с адсорбированными соединениями серы с указанными активированными углями.по меньшей мере один активированный уголь, способный адсорбировать соединения серы, что приводит, таким образом, к образованию второй фракции с низким содержанием серы и второй фракции с высоким содержанием серы.19. Система по п.17, где указанный контур, содержащий растворитель, включает в себя, кроме того по меньшей мере один растворитель, элюирующий адсорбированные соединения серы с указанных активированных углей.
- 17. Система для удаления соединений серы из соединений нефти, включающая в себя перегонный аппарат, в котором указанные соединения нефти разделяют на первую фракцию с низким содержанием серы и первую фракцию с высоким содержанием серы;по меньшей мере один контур, содержащий уголь и по меньшей мере один контур, содержащий растворитель.
- 18. Система по п.17, где по меньшей мере один угольный контур дополнительно включаетПрочие более легкие фракции (2) Грубая перегонна и окислениеДизельная фракция с низким содержанием серы (3) (4) Дизельная фракция с | высоним содержанием серыПрочие {5} фракции
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US17041699P | 1999-12-13 | 1999-12-13 | |
PCT/US2000/033707 WO2001042397A1 (en) | 1999-12-13 | 2000-12-13 | Process for desulfurization of petroleum distillates |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200200668A1 EA200200668A1 (ru) | 2003-06-26 |
EA004903B1 true EA004903B1 (ru) | 2004-08-26 |
Family
ID=22619770
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200200668A EA004903B1 (ru) | 1999-12-13 | 2000-12-13 | Способ десульфурации нефтяных дистиллятов |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6565741B2 (ru) |
EP (1) | EP1261681A1 (ru) |
AU (1) | AU2091501A (ru) |
EA (1) | EA004903B1 (ru) |
WO (1) | WO2001042397A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6962683B2 (en) * | 2002-07-15 | 2005-11-08 | Research Triangle Institute | Method of removing and recovering elemental sulfur from highly reducing gas streams containing sulfur gases |
WO2007022169A1 (en) * | 2005-08-15 | 2007-02-22 | Arizona Chemical Company | Low sulfur tall oil fatty acid |
US7744749B2 (en) | 2005-09-08 | 2010-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Diesel oil desulfurization by oxidation and extraction |
US8715489B2 (en) | 2005-09-08 | 2014-05-06 | Saudi Arabian Oil Company | Process for oxidative conversion of organosulfur compounds in liquid hydrocarbon mixtures |
US9315733B2 (en) * | 2006-10-20 | 2016-04-19 | Saudi Arabian Oil Company | Asphalt production from solvent deasphalting bottoms |
US20100294698A1 (en) * | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Chevron U.S.A., Inc. | Deep desulfurization process |
US9296960B2 (en) * | 2010-03-15 | 2016-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Targeted desulfurization process and apparatus integrating oxidative desulfurization and hydrodesulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
US20110220550A1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-09-15 | Abdennour Bourane | Mild hydrodesulfurization integrating targeted oxidative desulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
US8906227B2 (en) | 2012-02-02 | 2014-12-09 | Suadi Arabian Oil Company | Mild hydrodesulfurization integrating gas phase catalytic oxidation to produce fuels having an ultra-low level of organosulfur compounds |
US8920635B2 (en) | 2013-01-14 | 2014-12-30 | Saudi Arabian Oil Company | Targeted desulfurization process and apparatus integrating gas phase oxidative desulfurization and hydrodesulfurization to produce diesel fuel having an ultra-low level of organosulfur compounds |
CA2943345C (en) * | 2014-03-21 | 2022-07-19 | Eldec Corporation | Tire pressure cold check system |
CN107774268B (zh) * | 2016-08-29 | 2020-07-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 活性炭基脱硫剂回收利用的方法 |
Family Cites Families (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2733190A (en) * | 1956-01-31 | Treatment of sulphur-containing | ||
US1950735A (en) * | 1931-03-05 | 1934-03-13 | Universal Oil Prod Co | Process for desulphurizing hydrocarbon oils |
US1998863A (en) | 1932-05-10 | 1935-04-23 | Phillips Petroleum Co | Process for desulphurizing mercaptan-bearing oil |
US2324927A (en) | 1941-02-24 | 1943-07-20 | Standard Oil Dev Co | Refining of mineral oils |
US2470339A (en) * | 1945-07-30 | 1949-05-17 | California Research Corp | Continuous adsorption process |
GB763625A (en) | 1953-02-06 | 1956-12-12 | Gelsenberg Benzin Ag | Improvements in or relating to the purification of hydrocarbons |
NL80085C (ru) * | 1953-04-02 | |||
US2908639A (en) * | 1955-06-16 | 1959-10-13 | Texaco Inc | Method for the regeneration of zeolite molecular sieve solid selective adsorbents |
US2877176A (en) | 1956-09-20 | 1959-03-10 | Standard Oil Co | Process for removing sulfur and aromatics from hydrocarbons using active carbon impregnated with alkali metals or oxides thereof as adsorbent |
US2966453A (en) | 1959-03-13 | 1960-12-27 | Universal Oil Prod Co | Oxidation of mercapto compounds |
US3413307A (en) * | 1965-05-10 | 1968-11-26 | Exxon Research Engineering Co | Desulfurization process |
US3440164A (en) * | 1965-09-03 | 1969-04-22 | Exxon Research Engineering Co | Process for desulfurizing vacuum distilled fractions |
US3551328A (en) * | 1968-11-26 | 1970-12-29 | Texaco Inc | Desulfurization of a heavy hydrocarbon fraction |
US3964994A (en) * | 1969-11-28 | 1976-06-22 | Marathon Oil Company | H2 O2 -containing micellar dispersions |
US3725299A (en) * | 1970-08-06 | 1973-04-03 | Union Carbide Corp | Regeneration of molecular sieves having sulfur compounds adsorbed thereon |
US4097244A (en) * | 1976-12-13 | 1978-06-27 | Atlantic Richfield Company | Process for removing sulfur from coal |
US4124531A (en) * | 1977-01-03 | 1978-11-07 | Uop Inc. | Catalytic composite for the treatment of sour petroleum distillates |
US4105416A (en) * | 1977-04-12 | 1978-08-08 | Atlantic Richfield Company | Process for removing sulfur from coal |
US4243551A (en) | 1978-12-04 | 1981-01-06 | Ashland Oil, Inc. | Catalyst for oxidizing mercaptans and mercaptide compounds and method for preparing |
US4250022A (en) | 1979-08-15 | 1981-02-10 | Uop Inc. | Catalytic oxidation of mercaptan in petroleum distillate |
US4378305A (en) | 1980-12-10 | 1983-03-29 | Uop Inc. | Catalytic composite particularly useful for the oxidation of mercaptans and the removal of gums contained in a sour petroleum distillate |
US4548705A (en) * | 1982-03-09 | 1985-10-22 | Union Oil Company Of California | Hydrocracking with catalytically active amorphous silica and zeolites |
US4481107A (en) | 1984-04-06 | 1984-11-06 | Uop Inc. | Oxidation of difficultly oxidizable mercaptans |
US4675100A (en) | 1985-05-30 | 1987-06-23 | Merichem Company | Treatment of sour hydrocarbon distillate |
US4824818A (en) | 1988-02-05 | 1989-04-25 | Uop Inc. | Catalytic composite and process for mercaptan sweetening |
US4990242A (en) * | 1989-06-14 | 1991-02-05 | Exxon Research And Engineering Company | Enhanced sulfur removal from fuels |
US5310479A (en) * | 1991-12-04 | 1994-05-10 | Mobil Oil Corporation | Process for reducing the sulfur content of a crude |
US5454933A (en) * | 1991-12-16 | 1995-10-03 | Exxon Research And Engineering Company | Deep desulfurization of distillate fuels |
US5633216A (en) | 1992-03-03 | 1997-05-27 | Institut Francais Du Petrole | Process for sweetening petroleum cuts without regular addition of alkaline solution using a basic solid catalyst |
JP3227521B2 (ja) * | 1992-04-06 | 2001-11-12 | 舟越 泉 | 液状油中から有機硫黄化合物を回収する方法 |
US5413704A (en) * | 1993-11-15 | 1995-05-09 | Uop | Process for sweetening a sour hydrocarbon fraction using a mixture of a supported metal chelate and a solid base |
US5741415A (en) | 1994-09-27 | 1998-04-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for the demercaptanization of petroleum distillates |
US5726118A (en) | 1995-08-08 | 1998-03-10 | Norit Americas, Inc. | Activated carbon for separation of fluids by adsorption and method for its preparation |
US5730860A (en) * | 1995-08-14 | 1998-03-24 | The Pritchard Corporation | Process for desulfurizing gasoline and hydrocarbon feedstocks |
US5961820A (en) * | 1998-05-27 | 1999-10-05 | Ds2 Tech, Inc. | Desulfurization process utilizing an oxidizing agent, carbonyl compound, and hydroxide |
EP1252253A2 (en) * | 1999-12-13 | 2002-10-30 | DS2 Tech, Inc. | Process for the demercaptanization of petroleum distillates |
-
2000
- 2000-12-13 EP EP00984268A patent/EP1261681A1/en not_active Withdrawn
- 2000-12-13 EA EA200200668A patent/EA004903B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-12-13 WO PCT/US2000/033707 patent/WO2001042397A1/en not_active Application Discontinuation
- 2000-12-13 US US09/735,839 patent/US6565741B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-13 AU AU20915/01A patent/AU2091501A/en not_active Abandoned
-
2003
- 2003-05-15 US US10/440,553 patent/US20040007502A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2091501A (en) | 2001-06-18 |
US20020043482A1 (en) | 2002-04-18 |
EP1261681A1 (en) | 2002-12-04 |
US6565741B2 (en) | 2003-05-20 |
EA200200668A1 (ru) | 2003-06-26 |
WO2001042397A1 (en) | 2001-06-14 |
US20040007502A1 (en) | 2004-01-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5454933A (en) | Deep desulfurization of distillate fuels | |
KR101320813B1 (ko) | 경질 유분의 흡착에 의한 탈황 및 중질 유분의수소화탈황을 포함하는 가솔린의 탈황 방법 | |
RU2238299C2 (ru) | Комбинированный способ улучшенной гидроочистки дизельного топлива | |
US7875185B2 (en) | Removal of residual sulfur compounds from a caustic stream | |
US4835338A (en) | Process for removal of carbonyl sulfide from organic liquid by adsorption using alumina adsorbent capable of regeneration | |
CA2535349A1 (en) | A process for the desulfurization of hydrocarbonaceous oil | |
UA73141C2 (en) | Method for production of a sorbent and method of desulfurization | |
US20050075528A1 (en) | Proess for desulfurization, denitrating and/or dearomatization of a hydrocarbon feedstock by adsorption on a spent solid adsorbent | |
EA004903B1 (ru) | Способ десульфурации нефтяных дистиллятов | |
JP2006144020A (ja) | 模擬移動床での炭化水素留分の脱硫方法 | |
CA2374660C (en) | Adsorption process for producing ultra low sulfur hydrocarbon streams | |
US20180030359A1 (en) | Combined solid adsorption-hydrotreating process for whole crude oil desulfurization | |
KR101973703B1 (ko) | 방향족 추출 탄화수소 스트림의 수소화처리 | |
DE102004031522B4 (de) | Verfahren zur Desulfuration einer Kohlenwasserstoffcharge | |
US20060191821A1 (en) | Process for deep desulfurization by adsorption of a gas oil-type hydrocarbon fraction | |
US4980046A (en) | Separation system for hydrotreater effluent having reduced hydrocarbon loss | |
US7452459B2 (en) | Process for the removal of sulfur-oxidated compounds from a hydrocarbonaceous stream | |
JP3685415B2 (ja) | 潤滑基礎油品質を改善するための方法 | |
TASHEVA | ADSORPTION PROCESS OF SULPHUR REMOVAL FROM MIDDLE DISTILLATE FRACTIONS USING SORBENT MATERIAL. | |
US5045175A (en) | Separation system for C4 hydrotreater effluent having reduced hydrocarbon loss | |
WO2010074894A2 (en) | Adsorption of dibenzothiophenes from hydrocarbon and model diesel feeds | |
JPH0633368B2 (ja) | 石油留分の前処理方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |