DE112007001743T5 - Hydrocracked - Google Patents
Hydrocracked Download PDFInfo
- Publication number
- DE112007001743T5 DE112007001743T5 DE112007001743T DE112007001743T DE112007001743T5 DE 112007001743 T5 DE112007001743 T5 DE 112007001743T5 DE 112007001743 T DE112007001743 T DE 112007001743T DE 112007001743 T DE112007001743 T DE 112007001743T DE 112007001743 T5 DE112007001743 T5 DE 112007001743T5
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- zone
- hydrocarbons
- hydrogen
- hydrocarbonaceous
- hydrocracking
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Ceased
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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1011—Biomass
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock
Abstract
Verfahren zum Hydrocracken eines kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterials, welches umfasst:
(a) Einführen eines Flüssigphasen-Stroms (1), der ein kohlenwasserstoffhaltiges Einsatzmaterial umfasst, zumindest einen Teil eines Flüssigphasen-Abflusses (16) aus einer Hydrocrackingzone (13, 20) und Wasserstoff in eine Hydrobehandlungszone, um Schwefelwasserstoff und Ammoniak herzustellen, und um einen ersten kohlenwasserstoffhaltigen Strom (7) bereitzustellen, der Kohlenwasserstoffe umfasst, die einen reduzierten Anteil an Schwefel und Stickstoff aufweisen, wobei der Wasserstoff in einer ausreichend niedrigen Konzentration vorliegt, um ein kontinuierliches Flüssigphasen-System in der Hydrobehandlungszone aufrecht zu erhalten;
(b) Einführen von zumindest einem Teil des ersten kohlenwasserstoffhaltigen Stroms (7), der Kohlenwasserstoffe enthält, die einen reduzierten Anteil an Schwefel und Stickstoff aufweisen, in die Hydrocrackingzone (13), wobei Wasserstoff in einer ausreichend niedrigen Wasserstoffkonzentration vorhanden ist, um ein kontinuierliches Flüssigphasen-System in der Hydrocrackingzone aufrecht zu erhalten;
(c) Abscheiden des kohlenwasserstoffhaltigen Stroms, der ausgesucht ist aus der Gruppe, die aus dem ersten kohlenwasserstoffhaltigen Strom (7) besteht, der Kohlenwasserstoffe umfasst, die...A method of hydrocracking a hydrocarbonaceous feed comprising:
(A) introducing a liquid phase stream (1) comprising a hydrocarbonaceous feedstock, at least a portion of a liquid phase effluent (16) from a hydrocracking zone (13, 20) and hydrogen into a hydrotreating zone to produce hydrogen sulphide and ammonia, and providing a first hydrocarbon-containing stream (7) comprising hydrocarbons having a reduced level of sulfur and nitrogen wherein the hydrogen is in a concentration sufficiently low to maintain a continuous liquid phase system in the hydrotreating zone;
(b) introducing at least a portion of the first hydrocarbon-containing stream (7) containing hydrocarbons having a reduced level of sulfur and nitrogen into the hydrocracking zone (13), wherein hydrogen is present in a sufficiently low hydrogen concentration to provide a continuous flow To maintain liquid phase system in the hydrocracking zone;
(c) separating the hydrocarbonaceous stream selected from the group consisting of the first hydrocarbonaceous stream (7) comprising hydrocarbons which are ...
Description
GEBIET DER ERFINDUNGFIELD OF THE INVENTION
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der katalytischen Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in nützliche Kohlenwasserstoffprodukte. Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf katalytisches Hydrocracking.The The present invention relates to the field of catalytic Conversion of hydrocarbons into useful hydrocarbon products. In particular, the invention relates to catalytic hydrocracking.
HINTERGRUND DER ERFINDUNGBACKGROUND OF THE INVENTION
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Hydrocracken von kohlenwasserstoffhaltigem Einsatzmaterial. Erdölraffineriegesellschaften produzieren häufig erwünschte Produkte, wie z. B. Turbinentreibstoffe, Dieselkraftstoff und andere Produkte, die als Mitteldestillate bekannt sind, sowie kohlenwasserstoffhaltige Flüssigkeiten mit niedrigem Siedepunkt, wie z. B. Rohbenzin und Schwerbenzin durch Hydrocracken eines Kohlenwasserstoffeinsatzmaterials, welches erhalten wird aus Rohöl oder Schwerfraktionen hiervon. Einsatzmaterialien, die am häufigsten einem Hydrocracking unterzogen werden, sind Gasöle und schwere Gasöle, die durch Destillation aus Rohöl gewonnen werden. Ein typisches schweres Gasöl umfasst einen wesentlichen Anteil an Kohlenwasserstoffbestandteilen, die oberhalb 371°C (700°F) sieden, wobei üblicherweise zumindest 50% Gew.-% oberhalb von 371°C (700°F) sieden. Ein typisches Vakuumgasöl hat normalerweise einen Siedepunktbereich zwischen 315°C (600°F) und 565°C (1050°F).The The present invention relates to the hydrocracking of hydrocarbonaceous feedstock. Oil refining companies often produce desired products, such. B. turbine fuels, diesel fuel and other products known as middle distillates, as well as Hydrocarbons containing low boiling point, such as B. naphtha and heavy fuel by hydrocracking a hydrocarbon feedstock, which is obtained from crude oil or heavy fractions thereof. Feedstocks most commonly hydrocracked are gas oils and heavy gas oils, obtained by distillation from crude oil. A typical heavy one Gas oil contains a substantial proportion of hydrocarbon constituents, boiling above 371 ° C (700 ° F), usually at least 50% by weight above 371 ° C (700 ° F) boil. A typical vacuum gas oil usually has one Boiling point range between 315 ° C (600 ° F) and 565 ° C (1050 ° F).
Hydrocracking wird im Allgemeinen dadurch erzielt, dass in einem Hydrocracking-Reaktionsbehälter oder einer -zone das Gasöl oder anderes Einsatzmaterial, welches zu behandeln ist, mit einem geeigneten Hydrocracking-Katalysator unter Bedingungen erhöhter Temperatur und Druck in der Gegenwart von Wasserstoff als eine separate Phase in einer Zweiphasenreaktionszone in Kontakt gebracht wird, um so ein Produkt zu erhalten, welches eine Verteilung von Kohlenwasserstoffprodukten enthält, wie es von der Raffinerie gewünscht wird. Die Betriebsbedingungen und die Hydrocracking-Katalysatoren innerhalb eines Hydrocracking-Reaktors beeinflussen die Ausbeute der einem Hydrocracking unterzogenen Produkte.hydrocracking is generally achieved by incorporating in a hydrocracking reaction vessel or one zone the gas oil or other feedstock, which is to be treated with a suitable hydrocracking catalyst under conditions of elevated temperature and pressure in the Presence of hydrogen as a separate phase in a two-phase reaction zone is brought into contact so as to obtain a product which contains a distribution of hydrocarbon products, such as it is desired by the refinery. The operating conditions and the hydrocracking catalysts within a hydrocracking reactor affect the yield of hydrocracked products.
Üblicherweise wird das frische Einsatzmaterial für ein Hydrocracking-Verfahren zunächst in eine Denitrierungs- und Entschwefelungszone eingebracht, die Wasserstoff in einer gasförmigen Phase umfasst und insbesondere zur Entfernung von Schwefel- und Stickstoffverunreinigungen geeignet ist und welche anschließend in eine Hydrocrackingzone eingeführt wird, die einen Hydrocracking-Katalysator und Wasserstoff in einer gasförmigen Phase enthält. Ein anderes Verfahren zum Hydrocracking von frischem Einsatzmaterial besteht darin, das frische Einsatzmaterial und den Abfluss aus der Hydrocrackingzone in die Denitrierungs- und Entschwefelungszone einzubringen. Der resultierende Abfluss aus der Hydrocrackingzone wird getrennt, um gewünschte Produkte, die einem Hydrocracking unterzogen worden sind, sowie nicht-umgewandeltes Einsatzmaterial herzustellen, welches dann in die Hydrocrackingzone eingeführt wird. In der Vergangenheit war zumindest ein Hauptteil des Wasserstoffs, der in den Reaktionszonen vorliegt, in einer gasförmigen Phase vorhanden. Dieses Verfahren oder diese Technik werden allgemein als „Rieselbett" bezeichnet, wobei die kontinuierliche Phase gasförmig und nicht flüssig ist.Usually becomes the fresh feed for a hydrocracking process first into a denitrification and desulphurisation zone introduced, which comprises hydrogen in a gaseous phase and in particular for the removal of sulfur and nitrogen contaminants is suitable and which subsequently in a hydrocracking zone which introduces a hydrocracking catalyst and Contains hydrogen in a gaseous phase. Another method for hydrocracking fresh feed is the fresh feed and the drain from the Hydrocracking zone in the denitrification and desulfurization zone contribute. The resulting effluent from the hydrocracking zone is separated to desired products, which is a hydrocracking and unconverted feedstock which was then introduced into the hydrocracking zone becomes. In the past, at least a major part of the hydrogen was in the reaction zones, in a gaseous phase available. This method or technique becomes general referred to as "trickle bed", wherein the continuous Phase is gaseous and not liquid.
Obwohl eine große Anzahl von Verfahrensfließschemata, Betriebsbedingungen und Katalysatoren in kommerziellen Aktivitäten verwendet worden sind, gibt es immer einen Bedarf an neuen Hydrocracking-Verfahren, die niedrigere Kosten, eine Vereinfachung des Aufbaus, höhere Ausbeuten an Flüssigprodukten und Produkte höherer Qualität ergeben.Even though a large number of process flowcharts, Operating conditions and catalysts in commercial activities there is always a need for new hydrocracking processes, the lower cost, simplification of the structure, higher Yields of liquid products and products higher Quality result.
STAND DER TECHNIKSTATE OF THE ART
KURZE ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNGBRIEF SUMMARY OF THE INVENTION
Die vorliegende Erfindung ist ein katalytisches Hydrocracking-Verfahren, bei dem bei einer Ausführungsform ein Strom einer flüssigen Phase, welcher kohlenwasserstoffhaltiges Einsatzmaterial umfasst, ein Ausfluss einer flüssigen Phase aus einer Hydrocrackingzone und eine ausreichend niedrige Wasserstoffkonzentration, um ein kontinuierliches System einer flüssigen Phase aufrecht zu erhalten, in eine Hydrobehandlungszone eingeführt werden, um Schwefelwasserstoff und Ammoniak zu erzeugen und einen ersten kohlenwasserstoffhaltigen Strom zu erzeugen, der Kohlenwasserstoffe umfasst, die ein reduziertes Niveau an Schwefel und Stickstoff umfassen. Die Kohlenwasserstoffe haben ein reduziertes Niveau an Schwefel und Stickstoff und werden in eine Hydrocrackingzone mit einer ausreichend niedrigen Wasserstoffkonzentration eingeführt, um ein kontinuierliches System einer flüssigen Phase aufrecht zu erhalten, um einen Abfluss aus einer Hydrocrackingzone herzustellen, der Kohlenwasserstoffe mit einem niedrigeren Siedebereich bereitstellt. Bei bevorzugten Ausführungsformen wird der erste kohlenwasserstoffhaltige Strom, der Kohlenwasserstoffe umfasst, die ein reduziertes Niveau an Schwefel und Stickstoff aufweisen, in einem Hochdruck-Produktabstreifer für Produkte oder durch herkömmliche Destillation getrennt, um Kohlenwasserstoffe bereitzustellen, die ein reduziertes Niveau an Schwefel und Stickstoff aufweisen, die anschließend in die Hydrocrackingzone eingeführt werden.The present invention is a catalytic hydrocracking process, in one embodiment, a stream of liquid Phase comprising hydrocarbonaceous feedstock, an effluent of a liquid phase from a hydrocracking zone and a sufficiently low hydrogen concentration to be a continuous system maintain a liquid phase in a hydrotreatment zone be introduced to hydrogen sulfide and ammonia to generate and generate a first hydrocarbon-containing stream, which includes a reduced level of sulfur and hydrocarbons Include nitrogen. The hydrocarbons have a reduced level of sulfur and nitrogen and become a hydrocracking zone introduced with a sufficiently low hydrogen concentration, to maintain a continuous system of a liquid phase to produce an effluent from a hydrocracking zone, which provides hydrocarbons with a lower boiling range. In preferred embodiments, the first hydrocarbon-containing Electricity that includes hydrocarbons that have a reduced level sulfur and nitrogen in a high pressure product scraper for products or by conventional distillation separated to provide hydrocarbons that have a reduced Level of sulfur and nitrogen, which subsequently be introduced into the hydrocracking zone.
In einer zweiten Ausführungsform ist die vorliegende Erfindung ein katalytisches Hydrocracking-Verfahren, bei dem ein flüssiger Phasenstrom, der einen kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterial-Strom umfasst, Abfluss einer flüssigen Phase aus einer Hydrocrackingzone, und eine ausreichend niedrige Wasserstoffkonzentration, um ein kontinuierliches System flüssiger Phase aufrecht zu erhalten, in einer Hydrobehandlungszone eingeführt werden, um Schwefelwasserstoffe und Ammoniak zu erzeugen, und einen ersten kohlenwasserstoffhaltigen Strom zu erzeugen, der Kohlenwasserstoffe umfasst mit einem reduzierten Niveau an Schwefel und Stickstoff. Der erste kohlenwasserstoffhaltige Strom umfasst Kohlenwasserstoffe mit einem reduzierten Niveau an Schwefel und Stickstoff und wird in eine Hydrocrackingzone eingeführt mit einer ausreichend niedrigen Konzentration an flüssigem Wasserstoff, um ein kontinuierliches System einer flüssigen Phase aufrecht zu erhalten, um einen Abfluss aus der Hydrocrackingzone zu erzeugen. Der Abfluss aus der Hydrocrackingzone wird in eine Abscheidezone eingeführt, bei der eine Ausführungsform bevorzugterweise ein Hochdruck-Produktabstreifer ist, um einen zweiten kohlenwasserstoffhaltigen Strom zu erzeugen, der niedriger siedende Kohlenwasserstoffe und einen kohlenwasserstoffhaltigen Flüssigphasenstrom enthält, der nicht-umgewandelte Kohlenwasserstoffe umfasst, und welcher in die Hydrobehandlungszone, wie oben beschrieben, eingeführt wird. Einem Hydrocracking-Verfahren unterzogene Kohlenwasserstoffe sieden in einem Temperaturbereich, der niedriger ist als das zurückgewonnene kohlenwasserstoffhaltige Einsatzmaterial.In a second embodiment, the present invention is a catalytic hydrocracking process in which a liquid phase stream comprising a hydrocarbonaceous feed stream, effluent liquid phase from a hydrocracking zone, and a sufficiently low hydrogen concentration to maintain a continuous liquid phase system can be introduced in a hydrotreatment zone to produce hydrogen sulfide and ammonia, and to produce a first hydrocarbon-containing stream comprising hydrocarbons having a reduced level of sulfur and nitrogen material. The first hydrocarbonaceous stream comprises hydrocarbons having a reduced level of sulfur and nitrogen and is introduced into a hydrocracking zone having a sufficiently low concentration of liquid hydrogen to maintain a continuous liquid phase system to produce effluent from the hydrocracking zone. The effluent from the hydrocracking zone is introduced into a separation zone, one embodiment of which is preferably a high pressure product scavenger to produce a second hydrocarbonaceous stream containing lower boiling hydrocarbons and a hydrocarbonaceous liquid phase stream comprising unconverted hydrocarbons, and which the hydrotreatment zone is introduced as described above. Hydrocracked hydrocarbons boil at a temperature range lower than the recovered hydrocarbonaceous feedstock.
Herkömmliche Hydrobehandlungs-Verfahren verwenden eine Rieselbett-Technologie. Diese Technologie erfordert bezogen auf das Kohlenwasserstoff-Einsatzmaterial den Einsatz großer Mengen Wasserstoff, welches manchmal 1685 nm3/m3 (10,000 SCF/B) übersteigt und die Verwendung einer kostspieligen Recyclinggasverdichtung notwendig macht. Die hohen Mengen Wasserstoff bezogen auf das kohlenwasserstoffhaltige Einsatzmaterial bei herkömmlichen Hydrobehandlungseinrichtungen führen dazu, dass diese Art von Einrichtungen ein kontinuierliches Gasphasensystem ist. Es ist entdeckt worden, dass es weder wirtschaftlich noch notwendig ist, diesen großen Überschuss an Wasserstoff zu haben, um die gewünschte Umwandlung zu bewerkstelligen. Die gewünschte Umwandlung kann mit weniger Wasserstoff durchgeführt werden und kann wirtschaftlich und mit hohem Wirkungsgrad mit gerade ausreichend Wasserstoff durchgeführt werden, der ein kontinuierliches System flüssiger Phase sicherstellt. Ein kontinuierliches System flüssiger Phase würde in einem Extrem existieren mit nur ausreichend Wasserstoff, um das Kohlenwasserstoff-Einsatzmaterial vollständig zu sättigen und im anderen Extrem, dort wo ausreichend Wasserstoff hinzugefügt wird, für einen Übergang zu einem kontinuierlichen Gasphasensystem zu sorgen. Die Menge an Wasserstoff, welche zwischen diesen beiden Extremen zugeführt wird, wird aufgrund wirtschaftlicher Überlegungen festgelegt. Der Betrieb mit einem kontinuierlichen Flüssigphasen-System vermeidet die hohen Kosten, die mit einem Recyclinggasverdichter im Zusammenhang stehen.Conventional hydrotreating processes use trickle bed technology. This technology requires the use of large amounts of hydrogen relative to the hydrocarbon feed which sometimes exceeds 1685 nm 3 / m 3 (10,000 SCF / B) and necessitates the use of costly recycle gas compression. The high levels of hydrogen relative to the hydrocarbonaceous feedstock in conventional hydrotreating equipment make this type of equipment a continuous gas phase system. It has been discovered that it is neither economical nor necessary to have this large excess of hydrogen to accomplish the desired conversion. The desired conversion can be carried out with less hydrogen and can be carried out economically and with high efficiency with just enough hydrogen to ensure a continuous liquid phase system. A continuous liquid phase system would exist at one extreme with only enough hydrogen to fully saturate the hydrocarbon feed and at the other extreme, where sufficient hydrogen is added, to transition to a continuous gas phase system. The amount of hydrogen supplied between these two extremes is determined based on economic considerations. Operation with a continuous liquid phase system avoids the high costs associated with a recycle gas compressor.
Andere Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung umfassen weitere Einzelheiten, wie z. B. die Art und Beschreibung der Einsatzmaterialien, Hydrocracking-Katalysatoren, Hydrobehandlungs-Katalysatoren und die bevorzugten Betriebsbedingungen, inklusive der Temperaturen und Drücke, welche alle in der nachfolgenden Diskussion für einen jeden dieser Aspekte der Erfindung offenbart werden.Other Embodiments of the present invention include others Details, such. The nature and description of the feeds, hydrocracking catalysts, Hydrotreating catalysts and the preferred operating conditions, including the temperatures and pressures, all in the following discussion for each of these aspects of the invention.
KURZE FIGURENBESCHREIBUNGBRIEF FIGURE DESCRIPTION
Die Figuren sind vereinfachte Verfahrensfließschemata bevorzugter Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung. Es ist beabsichtigt, dass die Figuren schematisch die vorliegende Erfindung veranschaulichen, ohne eine Beschränkung derselben darzustellen. Während die Figuren das Verfahren so darstellen, dass es in einem Modus mit einem nach unten gerichteten Strom arbeitet, dient dies nur zu Veranschaulichungszwecken, und es ist nicht beabsichtigt, eine Betriebsweise mit einem nach oben gerichteten Strom auszuschließen.The Figures are more preferred in simplified process flow diagrams Embodiments of the present invention. It is intended, that the figures illustrate schematically the present invention, without being a limitation of the same. While the figures represent the process so that it is in one mode working with a downward current, this only serves for illustrative purposes, and it is not intended to be To exclude operation with an upward current.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNGDETAILED DESCRIPTION THE INVENTION
Das Verfahren der vorliegenden Erfindung ist besonders nützlich für Hydrocracken eines Kohlenwasserstofföls, welches Kohlenwasserstoffe und/oder andere organische Materialien umfasst, um ein Produkt herzustellen, welches Kohlenwasserstoffe und/oder andere organische Materialien umfasst, mit niedrigerem mittleren Siedepunkt und einem niedrigeren mittleren Molekulargewicht. Die kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterialien, die einem Hydrocracking durch ein Verfahren gemäß der Erfindung unterzogen werden können, sollen alle Mineralöle und synthetischen Öle (z. B. Schieferöl, Teersandprodukte, etc.) und Fraktionen davon einschließen. Zur Veranschaulichung dienende Kohlenwasserstoff-Einsatzmaterialien umfassen jene, die Bestandteile umfassen, die oberhalb 288°C (550°F) sieden, wie z. B. atmosphärische Gasöle, Vakuumgasöle, entasphaltierte, Vakuum- und atmosphärische Rückstände, hydrobehandelte oder einem milden Hydrocracking unterzogene Restöle, Koker-Destillate, straight run-Destillate, Lösungsmittel-entasphaltierte Öle, aus einem Pyrolyse gewonnene Öle, synthetische Öle mit hohem Siedepunkt, zyklische Öle und katalytische Cracker-Destillate. Ein bevorzugtes Hydrocracking-Einsatzmaterial ist Gasöl oder eine andere Kohlenwasserstoff-Fraktion, die zumindest 50 Gew.-% aufweist und am häufigsten zumindest 75 Gew.-%, deren Bestandteile bei einer Temperatur oberhalb von 371°C (700°F) sieden. Eines der bevorzugtesten Gasöl-Einsatzmaterialien, welche Kohlenwasserstoffbauteile umfassen, wird oberhalb von 288°C (550°F) sieden, wobei die besten Ergebnisse mit Einsatzmaterialien erzielt werden, die zumindest 25 Vol% der Bestandteile umfassen, die zwischen 315°C (600°F) und 565°C (1050°F) sieden.The Method of the present invention is particularly useful for hydrocracking a hydrocarbon oil which Comprising hydrocarbons and / or other organic materials, to produce a product containing hydrocarbons and / or includes other organic materials, with lower mean Boiling point and a lower average molecular weight. The hydrocarbonaceous feeds that undergo hydrocracking subjected by a method according to the invention All mineral oils and synthetic oils should be able to (eg shale oil, tar sand products, etc.) and fractions including it. Illustrative hydrocarbon feeds include those that include ingredients that are above 288 ° C (550 ° F) boil, such. B. atmospheric gas oils, Vacuum gas oils, deasphalted, vacuum and atmospheric residues, hydrotreated or mild hydrocracked residual oils, Koker distillates, straight run distillates, solvent deasphalted oils, Pyrolysis oils, synthetic oils high boiling point, cyclic oils and catalytic cracker distillates. A preferred hydrocracking feed is gas oil or another hydrocarbon fraction containing at least 50% by weight and most often at least 75% by weight, their constituents at a temperature above 371 ° C (700 ° F) boil. One of the most preferred gas oil feeds, which comprise hydrocarbons is above 288 ° C (550 ° F) boil, with the best results with feeds obtained, comprising at least 25% by volume of the constituents, between 315 ° C (600 ° F) and 565 ° C (1050 ° F) boil.
Das ausgewählte kohlenwasserstoffhaltige Einsatzmaterial und Wasserstoff werden bei Hydrobehandlungsreaktionsbedingungen in eine Hydrobehandlungsreaktionszone eingeführt. Zusätzlich wird der resultierende Abfluss von einer später beschriebenen Hydrocrackingreaktionszone ebenfalls in den Hydrobehandlungsreaktionsbereich eingeführt. Bevorzugte Hydrobehandlungsbedingungen umfassen eine Temperatur von 204°C (400°F) bis 482°C (900°F), einen Druck von 3,5 MPa (500 psig) bis 17,3 MPa (2500 psig) und eine stündliche Fließraumgeschwindigkeit des frischen kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterials zwischen 0,1 Std.–1 bis 10 Std.–1 mit einem Hydrobehandlungskatalysator oder einer Kombination aus Hydrobehandlungskatalysatoren. Es wird nur gerade so viel Wasserstoff in die Hydrobehandlungsreaktionszone eingeführt, um ein kontinuierliches Flüssigphasensystem aufrecht zu erhalten. Dies bedeutet, dass im Gegensatz zu herkömmlichen Hydrobehandlungsverfahren, welche in einem Rieselbett-Modus arbeiten, bei welchem die Gasphase kontinuierlich ist, die vorliegende Erfindung in einem kontinuierlichen Flüssigphasensystem arbeitet.The selected hydrocarbon-containing Feedstock and hydrogen are introduced into a hydrotreating reaction zone at hydrotreating reaction conditions. In addition, the resulting effluent from a hydrocracking reaction zone described later is also introduced into the hydrotreating reaction area. Preferred hydrotreating conditions include a temperature of 204 ° C (400 ° F) to 482 ° C (900 ° F), a pressure of 3.5 MPa (500 psig) to 17.3 MPa (2500 psig) and an hourly liquid flow rate of the fresh hydrocarbon feedstock between 0.1 hr -1 to 10 hr -1 with a hydrotreating catalyst or a combination of hydrotreating catalysts. Only as much hydrogen is introduced into the hydrotreating reaction zone to maintain a continuous liquid phase system. That is, unlike conventional hydrotreating processes which operate in a trickle bed mode in which the gas phase is continuous, the present invention operates in a continuous liquid phase system.
Der Ausdruck „Hydrobehandlung", wie er hier verwendet wird, bezieht sich auf ein Verfahren, bei dem wasserstoffhaltiges Behandlungsgas in flüssigem Kohlenwasserstoffmaterial absorbiert und in Gegenwart von geeigneten Katalysatoren verwendet wird, welche primär für die Entfernung von Heteroatomen aktiv sind, wie z. B. Schwefel und Stickstoff aus dem Kohlenwasserstoff-Einsatzmaterial. Geeignete Hydrobehandlungs-Katalysatoren zur Verwendung in der vorliegenden Erfindung sind jegliche bekannte herkömmliche Hydrobehandlungs-Katalysatoren und umfassen jene, welche aus zumindest einem Metall der Gruppe VIII bestehen, bevorzugterweise Eisen, Kobalt und Nickel, und noch bevorzugtererweise Kobalt und/oder Nickel und zumindest einem Metall aus der Gruppe VI, bevorzugterweise Molybdän und Wolfram, aus einem Stützmaterial mit einer großen Oberfläche, bevorzugterweise Tonerde. Andere geeignete Hydrobehandlungs-Katalysatoren umfassen Zeolith-Katalysatoren, sowie auch Edelmetall-Katalysatoren, wobei das Edelmetall aus Palladium und Platin ausgewählt wird. Es liegt weiterhin innerhalb des Bereichs der vorliegenden Erfindung, dass mehr als eine Art von Hydrobehandlungs-Katalysatoren im selben Reaktionsgefäß verwendet wird. Das Metall der Gruppe VIII ist typischerweise anwesend in einer Menge zwischen 2–20 Gew.-%, bevorzugterweise von 4–12 Gew.-%. Das Metall der Gruppe VI ist typischer Weise vorhanden in einer Menge, die zwischen 1–25 Gew.-% liegt, bevorzugterweise von 2–25 Gew.-%.Of the Term "hydrotreating" as used herein refers to a process wherein the hydrogen-containing treatment gas absorbed in liquid hydrocarbon material and in the presence is used by suitable catalysts, which primary are active for the removal of heteroatoms, such as. Sulfur and nitrogen from the hydrocarbon feedstock. Suitable hydrotreating catalysts for use in the present invention Invention are any known conventional hydrotreating catalysts and include those made from at least one metal of the group VIII, preferably iron, cobalt and nickel, and still More preferably cobalt and / or nickel and at least one metal from group VI, preferably molybdenum and tungsten, from a support material with a large surface, preferably alumina. Other suitable hydrotreating catalysts include Zeolite catalysts, as well as noble metal catalysts, wherein the noble metal is selected from palladium and platinum. It is still within the scope of the present invention that used more than one type of hydrotreating catalyst in the same reaction vessel becomes. The Group VIII metal is typically present in in an amount between 2-20% by weight, preferably from 4-12% by weight. The Group VI metal is typically present in an amount between 1-25% by weight, preferably from 2 to 25% by weight.
In einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird der resultierende Abfluss aus der Hydrobehandlungsreaktionszone direkt eingeführt in eine Hydrocrackingreaktionszone, um Kohlenwasserstoffe mit niedrigerem Siedepunkt bereitzustellen. In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird der resultierende Abfluss in eine Abscheidezone eingeführt, bei der es sich bevorzugterweise um einen Hochdruck-Produktabstreifer handelt oder eine herkömmliche Fraktionierungszone, um Kohlenwasserstoffe mit niedrigem Siedepunkt zurück zu gewinnen und einem kohlenwasserstoffhaltigen Strom bereitzustellen, der Kohlenwasserstoffe enthält, die im Bereich des frischen Einsatzmaterials sieden, welches anschließend in eine Hydrocrackingzone eingeführt wird. Der Hochdruck-Produktabscheider wird bevorzugterweise bei einer Temperatur von 204°C (400°F) bis 482°C (900°F) und einem Druck von 3,5 MPa (500 psig) bis 17,3 MPa (2500 psig) betrieben.In an embodiment of the present invention is the resulting effluent from the hydrotreating reaction zone directly introduced into a hydrocracking reaction zone to hydrocarbons provide with lower boiling point. In another embodiment In the present invention, the resulting effluent becomes a Separation zone introduced, which is preferably is a high-pressure product scraper or a conventional Fractionation zone to low boiling point hydrocarbons to win back and a hydrocarbonaceous stream to provide hydrocarbons contained in the Boil the area of the fresh feed, which subsequently is introduced into a hydrocracking zone. The high pressure product separator is preferably at a temperature of 204 ° C (400 ° F) to 482 ° C (900 ° F) and a pressure of 3.5 MPa (500 psig) to 17.3 MPa (2500 psig).
In einer bevorzugten Ausführungsform, bei der Abfluss aus der Hydrobehandlungszone direkt in die Hydrocrackingzone eingeführt wird, wird der Abfluss aus der Hydrocrackingreaktionszone bevorzugterweise in einen Hochdruck-Abstreifer eingeführt, der bevorzugterweise bei einer Temperatur von 204°C (400°F) bis 4892°C (900°F) und einem Druck von 3,5 MPa (500 psig) bis 17,3 MPa (2500 psig) betrieben wird, um einen dampfförmigen kohlenwasserstoffhaltigen Strom zu erzeugen, sowie einen flüssigen kohlenwasserstoffhaltigen Strom, der Kohlenwasserstoffe enthält, die im Bereich des frischen Einsatzmaterials sieden, welches in die Hydrobehandlungszone eingeführt wird. In einer bevorzugten Ausführungsform, bei der der Abfluss aus der Hydrobehandlungszone separiert wird zwischen der Hydrobehandlungszone und der Hydrocrackingzone, wird der Abfluss aus der Hydrocrackingzone direkt in die Hydrobehandlungszone eingeführt.In a preferred embodiment, at the outflow the hydrotreating zone introduced directly into the hydrocracking zone is, the effluent from the hydrocracking reaction zone is preferably introduced into a high pressure wiper, preferably at a temperature of 204 ° C (400 ° F) to 4892 ° C (900 ° F) and a pressure of 3.5 MPa (500 psig) to 17.3 MPa (2500 psig) is operated to a vapor produce hydrocarbonaceous electricity, as well as a liquid hydrocarbonaceous stream containing hydrocarbons, which boil in the area of the fresh feed which is in the hydrotreating zone is introduced. In a preferred Embodiment in which the effluent from the hydrotreating zone is separated between the hydrotreating zone and the hydrocracking zone, the effluent from the hydrocracking zone is sent directly to the hydrotreatment zone introduced.
Auf jeden Fall wird das Einsatzmaterial in die Hydrocrackingzone zusammen mit zugefügtem Wasserstoff eingeführt, in einer Menge, die ausreichend niedrig ist, um ein kontinuierliches Flüssigphasensystem aufrecht zu erhalten. Die Hydrocrackingzone kann ein oder mehrere Betten desselben oder verschiedener Katalysatoren enthalten. In einer Ausführungsform verwenden die Hydrocracking-Katalysatoren dann, wenn die bevorzugten Produkte Mittel-Destillate sind, amorphe Basen oder Basen mit einem niedrigen Niveau an Zeolith kombiniert mit einer oder mehreren Metallhydrogenisierungs-Komponenten der Gruppe VIII oder Gruppe IVB. Bei einer anderen Ausführungsform gilt, dass wenn die bevorzugten Produkte sich im Siedebereich von Schwerbenzin befinden, dass die Hydrocrackingzone einen Katalysator umfasst, der im Allgemeinen jede beliebige Zeolith-Cracking-Basis umfasst auf welcher ein geringer Anteil einer Metallhydrogenisierungs-Komponente der Gruppe VIII aufgebracht wird. Zusätzliche Hydrogenisierungs-Komponenten können ausgewählt werden aus der Gruppe VIB zum Einbau in die Zeolith-Basis. Die Zeolith-Cracking-Basen werden im Stand der Technik manchmal als Molekularsiebe bezeichnet und bestehen üblicher Weise aus Kieselerde, Tonerde oder einem oder mehreren austauschbaren Kationen, wie z. B. Natrium, Magnesium, Calcium, Seltenerdmetallen, etc. Sie sind weiter charakterisiert durch Kristallporen eines relativ gleichförmigen Durchmessers zwischen 4 und 14 Ångström (10–10 Meter). Es ist bevorzugt, Zeolithe zu verwenden, die ein relativ hohes Kieselerde-/Tonerde-Molverhältnis zwischen 3 und 12 aufweisen. Geeignete Zeolithe, die in der Natur gefunden werden, umfassen z. B. Mordenit, Stilbit, Heulandit, Ferrierit, Dachiardit, Chabazit, Erionit und Faujasit. Geeignete synthetische Zeolithe umfassen z. B. die B-, X-, Y- und L-Kristalltypen, z. B. synthetischen Faujasit und Mordenit. Die bevorzugten Zeolithe sind die mit Kristallporendurch messern zwischen 8 und 12 Ångström (10–10 Meter), wobei das Kieselerde-/Tonerde-Molverhältnis zwischen 4 und 6 liegt. Ein bevorzugtes Beispiel eines in diese bevorzugte Gruppe fallenden Zeolith ist ein synthetisches Y-Molekularsieb.In any event, the feedstock is introduced into the hydrocracking zone along with added hydrogen in an amount sufficiently low to maintain a continuous liquid phase system. The hydrocracking zone may contain one or more beds of the same or different catalysts. In one embodiment, when the preferred products are middle distillates, the hydrocracking catalysts use amorphous bases or bases having a low level of zeolite combined with one or more group VIII or group IVB metal hydrogenation components. In another embodiment, when the preferred products are in the heavy gasoline boiling range, the hydrocracking zone comprises a catalyst generally comprising any zeolite cracking base on which a minor amount of a Group VIII metal hydrogenation component is applied , Additional hydrogenation components can be selected from Group VIB for incorporation into the zeolite base. The zeolite cracking bases are sometimes referred to in the art as molecular sieves usually characterizes and consists of silica, alumina or one or more exchangeable cations, such. Sodium, magnesium, calcium, rare earth metals, etc. They are further characterized by crystal pores of relatively uniform diameter between 4 and 14 Angstroms (10 -10 meters). It is preferred to use zeolites having a relatively high silica / alumina mole ratio of between 3 and 12. Suitable zeolites found in nature include e.g. Mordenite, Stilbite, Heulandite, Ferrierite, Dachiardite, Chabazite, Erionite and Faujasite. Suitable synthetic zeolites include, for. B. the B, X, Y and L crystal types, z. Synthetic faujasite and mordenite. The preferred zeolites are those with crystal pore diameters between 8 and 12 Angstroms (10 -10 meters) with the silica / alumina molar ratio being between 4 and 6. A preferred example of a zeolite falling within this preferred group is a synthetic Y molecular sieve.
Die
natürlich vorkommenden Zeolithe werden normaler Weise in
einer Natriumform gefunden, einer Alkali-Erdmetallform oder gemischten
Formen. Die synthetischen Zeolithe werden fast immer zuerst in der
Natriumform hergestellt. In jeden Fall ist es für die Verwendung
als Cracking-Basis zu bevorzugen, dass die meisten oder alle der
ursprünglichen monovalenten Zeolith- Metalle Ionen ausgetauscht
werden mit einem polyvalenten Metall und/oder mit einem Ammoniaksalz,
gefolgt von Erhitzen, um die Ammoniakionen zu zersetzen, die mit
dem Zeolith in Verbindung stehen, wodurch an ihrer Stelle Wasserstoffionen
und/oder Austauschplätze zurückgelassen werden,
die tatsächlich durch die weitere Entfernung von Wasser
dekationisiert sind. Wasserstoff- oder „dekationisierte"
Y-Zeolithe dieser Art sind insbesondere in
Gemischte polyvalente Metall-Wasserstoff-Zeolithe können durch Ionenaustausch hergestellt werden mit erstens einem Ammoniaksalz, dann einem teilweise Rückaustausch mit einem polyvalenten Metallsalz und anschließendem Kalzinieren. In einigen Fällen, wie dies z. B. der Fall ist bei synthetischem Mordenit, können die Wasserstoff-Formen durch eine direkte Säurebehandlung der Alkalimetall-Zeolithe hergestellt werden. Die bevorzugten Cracking-Basen sind solche, die zumindest 10% aufweisen, und bevorzugterweise zumindest 20%, sind metallkationendefizitär, basierend auf der ursprünglichen Ionenaustausch-Fähigkeit. Eine besonders wünschenswerte stabile Klasse der Zeolithe sind jene, bei denen zumindest 20% der Ionenaustauschkapazität durch Wasserstoff-Ionen befriedigt wird.mixed Polyvalent metal-hydrogen zeolites can be obtained by ion exchange be prepared with first an ammonia salt, then a partial Reverse exchange with a polyvalent metal salt and subsequent Calcination. In some cases, such as As is the case is synthetic mordenite, the hydrogen forms can through a direct acid treatment of the alkali metal zeolites getting produced. The preferred cracking bases are those which have at least 10%, and preferably at least 20%, are metal cation deficient, based on the original one Ion exchange capability. A particularly desirable stable class of zeolites are those in which at least 20% of the Ion exchange capacity satisfied by hydrogen ions becomes.
Die aktiven Metalle, die in den bevorzugten Hydrocracking-Katalysatoren der vorliegenden Erfindung als Hydrogenisierungskomponenten verwendet werden, sind jene aus der Gruppe VIII, d. h. Eisen, Kobalt, Nickel, Ruthenium, Rhodium, Palladium, Osmium, Iridium und Platin. Zusätzlich zu diesen Metallen können im Zusammenhang hiermit auch andere Beschleuniger verwendet werden, inklusive der Metalle der Gruppe VIB, z. B. Moybdän und Wolfram. Die Menge an hydrogenisierendem Metall im Katalysator kann sich innerhalb dieser Bereiche ändern. Im Allgemeinen gesagt kann jeder Betrag zwischen 0,05 und 30 Gew.-% verwendet werden. Im Falle der Edelmetalle wird normalerweise eine Verwendung von 0,05 bis 2 Gew.-% bevorzugt. Das bevorzugte Verfahren zum Einschluss des hydrogenisierenden Me talls besteht darin, dass Zeolith-Basismaterial mit einer wässrigen Lösung eines geeigneten Bestandteils des gewünschten Metalls in Kontakt zu bringen, wobei das Metall in einer kationischen Form vorliegt. Nach der Hinzufügung des ausgesuchten hydrogenisierenden Metalls oder der Metalle wird das resultierende Katalysatorpulver gefiltert, getrocknet, mit, falls gewünscht, hinzugefügten Gleitmitteln, Bindemitteln oder Ähnlichem in Kügelchenform gebracht, und in Luft bei Temperaturen von z. B. 371° bis 648°C (700°–1200°F) kalziniert, um den Katalysator zu aktivieren und Ammoniakionen zu zersetzen. Alternativ dazu kann der Zeolith-Bestandteil zuerst in Kügelchen geformt werden, gefolgt von der Hinzufügung des hydrogenisierenden Bestandteils und einer Aktivierung durch Kalzinierung. Die zuvor beschriebenen Katalysatoren können in unverdünnter Form verwendet werden, oder ein pulverförmiger Zeolith-Katalysator kann gemischt werden und Kügelchen beigegeben werden mit anderen im Vergleich dazu weniger aktiven Katalysatoren, Verdünnungsmitteln oder Bindemitteln, wie z. B. Tonerde, Kieselgel, Kieselgel-Tonerde-Mischgelen, aktivierten Lehmen oder Ähnlichem in Verhältnissen zwischen 5 bis 50 Gew.-%. Diese Verdünnungsmittel können angewendet werden wie sie sind oder sie können einen geringeren Anteil des hinzugefügten Hydrogeniserungs-Metalls enthalten, wie z. B. einem Metall der Gruppe VIB und/oder Gruppe VIII.The active metals used in the preferred hydrocracking catalysts of the present invention are used as hydrogenation components, are those from Group VIII, d. H. Iron, cobalt, nickel, ruthenium, Rhodium, palladium, osmium, iridium and platinum. additionally These metals may also be related to this other accelerators are used, including the metals of Group VIB, z. Molybdenum and tungsten. The amount of hydrogenating Metal in the catalyst can change within these ranges. Generally speaking, each amount can be between 0.05 and 30% by weight. be used. In the case of precious metals is usually a Use of 0.05 to 2 wt .-% preferred. The preferred method to include the hydrogenating Me talls is that Zeolite base material with an aqueous solution a suitable constituent of the desired metal in To bring in contact with the metal in a cationic form is present. After the addition of the chosen hydrogenating Metal or metals becomes the resulting catalyst powder filtered, dried, with, if desired, added Lubricants, binders or the like in bead form brought, and in air at temperatures of z. B. 371 ° to Calcined at 648 ° C (700 ° -1200 ° F), to activate the catalyst and decompose ammonia ions. Alternatively, the zeolite component may first be beaded are formed, followed by the addition of the hydrogenating Ingredient and activation by calcination. The before described catalysts can in undiluted Form or a powdered zeolite catalyst can be mixed and beads are added with other, by comparison, less active catalysts, diluents or binders, such as. Alumina, silica gel, silica-alumina mixed gels, activated Lehmen or similar in circumstances between 5 to 50% by weight. These diluents can be applied as you are or you can lower Contain fraction of added hydrogenation metal, such as As a metal of group VIB and / or Group VIII.
Zusätzliche
mit Metallbeschleunigern arbeitende Hydrocracking-Katalysatoren
können auch verwendet werden in dem erfindungsgemäßen
Verfahren, welches z. B. Aluminiumphosphat-Molekularsiebe umfasst,
kristalline Chromosilikate und andere kristalline Silikate. Kristalline
Chromosilikate sind ausführlicher beschrieben in
Das Hydrocracking des kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterials im Kontakt mit einem Hydrocracking-Katalysator wird durchgeführt in der Gegenwart von ausreichend niedrigen Konzentrationen von Wasserstoff, um ein kontinuierliches Flüssigphasen-System aufrecht zu erhalten und bevorzugterweise bei Hydrocracking-Reaktorbedingungen, die eine Temperatur zwischen 232°C (450°F) bis 468°C (875°F) umfassen, einem Druck von 3,5 MPa (500 psig) bis 17,3 MPa (2500 psig) und eine stündliche Flüssigraum-Geschwindigkeit (LHSV = liquid hourly space velocity) von 0,1 bis 30 Std.–1. In Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung bedeutet der Ausdruck „wesentliche Umwandlung in Produkte mit niedrigerem Siedepunkt", dass die Umwandlung von zumindest 5 Vol.-% des frischen Einsatzmaterials in Produkte stattfindet, die einen niedrigeren Siedepunkt haben als das kohlenwasserstoffhaltige Einsatzmaterial. In einer bevorzugten Ausführungsform beläuft sich die Umwandlung pro Durchlauf in der Hydrocrackingzone im Bereich zwischen 15 bis 75%. Bevorzugterweise beläuft sich die Umwandlung pro Durchlauf im Bereich zwischen 20 bis 60%. Dann wird das Verhältnis der nicht-umgewandelten Kohlenwasserstoffe, die im Bereich des kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterials sieden, in kohlenwasserstoffhaltiges Einsatzmaterial zwischen 1:5 bis 3:5 betragen. Die vorliegende Erfindung ist geeignet für die Herstellung von Rohbenzin, Diesel oder beliebige andere gewünschte Kohlenwasserstoffe mit niedrigem Siedepunkt.Hydrocracking of the hydrocarbonaceous feedstock in contact with a hydrocracking catalyst is conducted in the presence of sufficiently low concentrations of hydrogen to maintain a continuous liquid phase system, and preferably hydrocracking reactor conditions which maintain a temperature between 232 ° C (450 ° C) F) to 468 ° C (875 ° F), a pressure of 3.5 MPa (500 psig) to 17.3 MPa (2500 psig) and an hourly Liquid hourly space velocity (LHSV) of 0.1 to 30 hrs -1 . In accordance with the present invention, the term "substantial conversion to lower boiling point products" means that the conversion of at least 5% by volume of the fresh feedstock into products having a lower boiling point than the hydrocarbonaceous feedstock the conversion per pass in the hydrocracking zone is in the range of 15 to 75% Preferably, the conversion per pass is in the range of 20 to 60% Then the ratio of unconverted hydrocarbons boiling in the range of the hydrocarbonaceous feedstock, in hydrocarbonaceous feedstock between 1: 5 to 3: 5. The present invention is suitable for the production of naphtha, diesel or any other desired low boiling point hydrocarbons.
Während der Umwandlungen oder der Reaktionen, die in den Hydrobehandlungs- und Hydrocrackingreaktionszonen stattfinden, wird notwendigerweise Wasserstoff verbraucht und muss ersetzt werden an einem oder mehreren Wasserstoff-Einlasspunkten, die in den Reaktionszonen angebracht sind. Die Menge an Wasserstoff, die an diesen Orten hinzugefügt wird, wird kontrolliert, um sicher zu stellen, dass das System als ein kontinuierliches Flüssigphasen-System arbeitet. Die beschränkende Menge an Wasserstoff, die hinzugefügt wird, ist die Menge, die einen Übergang verursacht von einem kontinuierlichen Flüssigphasen-System zu einem kontinuierlichen Gasphasen-System.While transformations or reactions occurring in hydrotreating and hydrocracking reaction zones take place, necessarily Hydrogen consumed and must be replaced at one or more Hydrogen inlet points attached in the reaction zones are. The amount of hydrogen added to these places is checked, to make sure that the system as a continuous liquid phase system works. The limiting amount of hydrogen that added is, is the amount that causes a transition from a continuous liquid phase system to a continuous Gas phase system.
Die relative Menge an Wasserstoff, die benötigt wird, um ein kontinuierliches Flüssigphasen-System sowohl in den Hydrobehandlungs- als auch den Hydrocrackingzonen aufrecht zu erhalten, hängt ab von der spezifischen Zusammensetzung des kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzmaterials, dem Niveau oder Betrag der Umwandlung in Kohlenwasserstoffbestandteile mit niedrigerem Siedepunkt, der Zusammensetzung und Quantität der Kohlenwasserstoffe mit niedrigem Siedepunkt und der Temperatur und dem Druck in der Reaktionszone. Fachleute auf dem Gebiet der Umwandlung und des Hydrocrackings von Kohlenwasserstoffen werden leicht in der Lage sein, die geeignete Menge an Wasserstoff festzulegen, um ein kontinuierliches Flüssigphasen-System bereitzustellen, nach dem alle oben genannten Variablen festgelegt worden sind.The relative amount of hydrogen that is needed to one continuous liquid phase system both in the hydrotreating as well as the hydrocracking zones, depends starting from the specific composition of the hydrocarbon Feedstock, the level or amount of conversion to hydrocarbon constituents with lower boiling point, composition and quantity hydrocarbons with low boiling point and temperature and the pressure in the reaction zone. Professionals in the field of Conversion and hydrocracking of hydrocarbons easily be able to set the appropriate amount of hydrogen, to provide a continuous liquid phase system, after all the above variables have been set.
KURZE FIGURENBESCHREIBUNGBRIEF FIGURE DESCRIPTION
Unter
Bezugnahme auf
Unter
Bezugnahme auf die
Die vorgehende Beschreibung und die Zeichnungen zeigen eindeutig die Vorteile, die von dem erfindungsgemäßen Verfahren umfasst sind sowie die Vorzüge, die sich aus deren Verwendung ergeben.The The preceding description and the drawings clearly show the Advantages of the method according to the invention includes as well as the benefits that result from their use result.
ZUSAMMENFASSUNGSUMMARY
Katalytisches
Hydrocracking-Verfahren, wobei ein Flüssigphasen-Strom,
der ein kohlenwasserstoffhaltiges Einsatzmaterial (
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNGQUOTES INCLUDE IN THE DESCRIPTION
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.This list The documents listed by the applicant have been automated generated and is solely for better information recorded by the reader. The list is not part of the German Patent or utility model application. The DPMA takes over no liability for any errors or omissions.
Zitierte PatentliteraturCited patent literature
- - US 5720872 [0006] US 5720872 [0006]
- - US 3238290 [0007] US 3238290 [0007]
- - US 5403469 [0008] US 5403469 [0008]
- - US 5980729 [0009] US 5980729 [0009]
- - US 6106694 [0010] US 6106694 [0010]
- - US 6123835 [0011] - US 6123835 [0011]
- - US 6428686 [0011] US 6428686 [0011]
- - US 3130006 [0023] - US 3130006 [0023]
- - US 4363718 [0026] US 4363718 [0026]
Claims (10)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/460,307 US20080023372A1 (en) | 2006-07-27 | 2006-07-27 | Hydrocracking Process |
US11/460,307 | 2006-07-27 | ||
PCT/US2007/073708 WO2008014150A2 (en) | 2006-07-27 | 2007-07-17 | Hydrocracking process |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE112007001743T5 true DE112007001743T5 (en) | 2009-06-18 |
Family
ID=38982215
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE112007001743T Ceased DE112007001743T5 (en) | 2006-07-27 | 2007-07-17 | Hydrocracked |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20080023372A1 (en) |
CN (1) | CN101517042B (en) |
BR (1) | BRPI0715107A2 (en) |
DE (1) | DE112007001743T5 (en) |
MX (1) | MX2009000941A (en) |
RU (1) | RU2405024C2 (en) |
WO (1) | WO2008014150A2 (en) |
Families Citing this family (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0610272D0 (en) * | 2006-05-24 | 2006-07-05 | Auxetic Technologies Ltd | A composite material |
US7906013B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-03-15 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
US8999141B2 (en) * | 2008-06-30 | 2015-04-07 | Uop Llc | Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor |
US8008534B2 (en) * | 2008-06-30 | 2011-08-30 | Uop Llc | Liquid phase hydroprocessing with temperature management |
US9279087B2 (en) * | 2008-06-30 | 2016-03-08 | Uop Llc | Multi-staged hydroprocessing process and system |
US8221706B2 (en) * | 2009-06-30 | 2012-07-17 | Uop Llc | Apparatus for multi-staged hydroprocessing |
US8518241B2 (en) * | 2009-06-30 | 2013-08-27 | Uop Llc | Method for multi-staged hydroprocessing |
CN102029128B (en) * | 2009-09-28 | 2012-06-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydrotreating method of product circulation |
US20120074038A1 (en) * | 2010-09-27 | 2012-03-29 | Uop Llc | Liquid phase hydroprocessing with low pressure drop |
EP2737027B1 (en) * | 2011-07-29 | 2018-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocracking process with interstage steam stripping |
US9365781B2 (en) | 2012-05-25 | 2016-06-14 | E I Du Pont De Nemours And Company | Process for direct hydrogen injection in liquid full hydroprocessing reactors |
US10988421B2 (en) | 2013-12-06 | 2021-04-27 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Removal of bromine index-reactive compounds |
RU2593262C1 (en) * | 2015-05-05 | 2016-08-10 | Дмитрий Львович Астановский | Method for hydrogenation treatment of oil stock |
US10941360B2 (en) | 2016-09-21 | 2021-03-09 | Hindustan Petroleum Corporation Limited | Process for conversion of hydrocarbons |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3130006A (en) | 1959-12-30 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Decationized molecular sieve compositions |
US3238290A (en) | 1963-03-13 | 1966-03-01 | Charles A Ruple | Dead end anchor for high voltage cables |
US4363718A (en) | 1979-08-23 | 1982-12-14 | Standard Oil Company (Indiana) | Crystalline chromosilicates and process uses |
US5403469A (en) | 1993-11-01 | 1995-04-04 | Union Oil Company Of California | Process for producing FCC feed and middle distillate |
US5720872A (en) | 1996-12-31 | 1998-02-24 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing with multi-stage stripping in a single stripper vessel |
US5980729A (en) | 1998-09-29 | 1999-11-09 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US6106694A (en) | 1998-09-29 | 2000-08-22 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US6123835A (en) | 1997-06-24 | 2000-09-26 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3328290A (en) * | 1965-03-30 | 1967-06-27 | Standard Oil Co | Two-stage process for the hydrocracking of hydrocarbon oils in which the feed oil ispretreated in the first stage |
US5904835A (en) * | 1996-12-23 | 1999-05-18 | Uop Llc | Dual feed reactor hydrocracking process |
US7291257B2 (en) * | 1997-06-24 | 2007-11-06 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
US7569136B2 (en) * | 1997-06-24 | 2009-08-04 | Ackerson Michael D | Control system method and apparatus for two phase hydroprocessing |
-
2006
- 2006-07-27 US US11/460,307 patent/US20080023372A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-07-17 BR BRPI0715107-1A patent/BRPI0715107A2/en not_active IP Right Cessation
- 2007-07-17 DE DE112007001743T patent/DE112007001743T5/en not_active Ceased
- 2007-07-17 MX MX2009000941A patent/MX2009000941A/en unknown
- 2007-07-17 CN CN2007800358490A patent/CN101517042B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-17 WO PCT/US2007/073708 patent/WO2008014150A2/en active Application Filing
- 2007-07-17 RU RU2009106855/04A patent/RU2405024C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3130006A (en) | 1959-12-30 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Decationized molecular sieve compositions |
US3238290A (en) | 1963-03-13 | 1966-03-01 | Charles A Ruple | Dead end anchor for high voltage cables |
US4363718A (en) | 1979-08-23 | 1982-12-14 | Standard Oil Company (Indiana) | Crystalline chromosilicates and process uses |
US5403469A (en) | 1993-11-01 | 1995-04-04 | Union Oil Company Of California | Process for producing FCC feed and middle distillate |
US5720872A (en) | 1996-12-31 | 1998-02-24 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing with multi-stage stripping in a single stripper vessel |
US6123835A (en) | 1997-06-24 | 2000-09-26 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
US6428686B1 (en) | 1997-06-24 | 2002-08-06 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
US5980729A (en) | 1998-09-29 | 1999-11-09 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US6106694A (en) | 1998-09-29 | 2000-08-22 | Uop Llc | Hydrocracking process |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2405024C2 (en) | 2010-11-27 |
MX2009000941A (en) | 2009-02-05 |
US20080023372A1 (en) | 2008-01-31 |
WO2008014150A3 (en) | 2008-10-16 |
WO2008014150A2 (en) | 2008-01-31 |
RU2009106855A (en) | 2010-09-10 |
BRPI0715107A2 (en) | 2013-03-26 |
CN101517042A (en) | 2009-08-26 |
CN101517042B (en) | 2013-04-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE112007001743T5 (en) | Hydrocracked | |
DE69914145T2 (en) | Integrated hydrogen treatment and hydrocracking process | |
DE60105688T2 (en) | Hydrocracking process | |
DE69535022T2 (en) | METHOD FOR IMPROVING DISTILLATE | |
DE69729480T2 (en) | MULTIFUNCTION HYDROGEN TREATMENT IN A SINGLE MEASURING DEVICE | |
DE60121435T2 (en) | ADAPTABLE PROCESS FOR THE PRODUCTION OF OILS WITH ZEOLIT ZSM-48 | |
DE69732998T2 (en) | Process for the conversion of gas oil to produce a dearomatized and desulphurised high cetane fuel | |
DE69915599T2 (en) | INTEGRATED HYDROGEN CONVERSION METHOD WITH HYDROGEN RECOVERY | |
DE3737370C1 (en) | Process for the hydroconversion of heavy and residual soils, waste and waste allogols mixed with sewage sludge | |
DE2215665C3 (en) | Process for producing gasoline and refined liquid hydrocarbons | |
DE2215664C3 (en) | ||
DE2932488A1 (en) | METHOD FOR OBTAINING A HYDROCARBON FRACTION | |
DE2639775A1 (en) | PROCESS FOR THE PRODUCTION OF ONE OR MORE ATMOSPHERIC HYDROCARBON DISTILLATES FROM AN ATMOSPHERIC RESIDUE OIL | |
DE2754948A1 (en) | PROCESS FOR MANUFACTURING HYDROCARBON DISTILLATES AND LUBRICATING OIL BASE MATERIALS | |
DE112015004117T5 (en) | METHOD FOR PRODUCING DIESEL FUEL | |
DE60221564T2 (en) | COUNTERFLOW HYDRO PROCESSING | |
DE102018251779A1 (en) | Wax oil hydrocracking process and system | |
DD262444A5 (en) | METHOD FOR CATALYTIC HYDROCRACKING | |
DE60210897T2 (en) | Multi-stage hydrotreating reactors with intermediate flash zones | |
DE2212123A1 (en) | Process for converting a hydrocarbon feed | |
DE60033388T2 (en) | Process for catalytic hydrocracking | |
DE102019133911B4 (en) | Methods of co-processing | |
DE69833961T2 (en) | NAPHTA HYDROCKRACK PROCEDURE FOR DEEP PRESSURE | |
DE10247780B4 (en) | A process for hydrocracking "one stage" hydrocarbon charges with nitrogen contents | |
DE2051475C2 (en) | Process for converting a hydrocarbon oil containing a residue by hydrocracking and hydrofining |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
OP8 | Request for examination as to paragraph 44 patent law | ||
R079 | Amendment of ipc main class |
Free format text: PREVIOUS MAIN CLASS: C10G0011000000 Ipc: C10G0047000000 Effective date: 20121025 |
|
R016 | Response to examination communication | ||
R002 | Refusal decision in examination/registration proceedings | ||
R003 | Refusal decision now final |