393.оптимизация использования регенерированных...

61 №7 • июль 2010

HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА

НЕФТЕГАЗОВЫЕТ Е Х Н О Л О Г И И

ОПТИМИЗАЦИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

РЕГЕНЕРИРОВАННЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ

ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ G. J. Yeh, Saudi Aramco, г. Дахран, Саудовская Аравия

Общепринятые правила описывают, когда лучше повторно использовать катализатор

Различные типы катализаторов используются в таких каталитических процессах нефтепереработ-ки как: гидроочистка, гидрокрекинг, изомеризация бензиновых фракций, крекинг с флюидизированным катализатором (FCC), реформинг нафты, гетеро-генное алкилирование, генерация водорода и т.д. Катализаторы играют важную роль в нефтепере-работке. Катализаторы ускоряют реакции так, что они, в случае необходимости, могут происходить при более низких температурах и давлении, чем это требуется для некаталитических процессов. При этом катализаторы во время прохождения реакции дезактивируются и должны быть регенерированы или заменены после остановки цикла.

Ежегодно, нефтепереработчики во всем мире тра-тят миллиарды долларов на покупку катализаторов. Некоторые отработанные катализаторы могут быть регенерированы с восстановлением их активности, и повторно использованы в тех же самых установках нефтепереработки, либо в установках с более мягки-ми процессами. Если регенерированный катализатор сможет удовлетворять техническим требованиям, то его использование позволит повысить текущую прибыль нефтеперерабатывающих предприятий. Это обычная практика - использовать регенериро-ванный катализатор.

Крупная ближневосточная нефтяная компания использует регенерированные катализаторы гидро-крекинга до трех регенераций вне реактора («ex-situ») и регенерированные катализаторы полурегенератив-ного реформинга нафты, до 10 регенераций в реак-торе («in-situ»). Использование регенерированных катализаторов гидроочистки было рекомендовано для в менее тяжелых условий эксплуатации, то есть в установках гидроочистки бензина и керосина, но так и не было введено в эксплуатацию компанией. Мы будем исследовать общепринятую практику приме-нения регенерированных катализаторов процессов гидроочистки, гидрокрекинга, полурегенеративно-го реформинга нафты в нефтеперерабатывающей промышленности. Представленные рекомендации по регенерированным катализаторам демонстри-руют, как нефтепереработчики могут сэкономить средства, используя регенерированные катализато-ры, или увеличить статьи доходов, используя новые катализаторы.

КАТАЛИЗАТОРЫ ГИДРООЧИСТКИ

На НПЗ используются различные конструкции уста-новок гидроочистки такие как: установки гидроочистки бензина легкой фракции прямой перегонки, установки гидроочистки нафты, пост-очистки флюид-каталичес-кого крекинга бензина, установки гидроочистки керо-синовых фракций, гидроочистки дизельного топлива, комплекс гидроочистки вакуумного газойля (vacuum gasoil – VGO), десульфураторы продуктов отгонки (без крекинга) (atmospheric residue desulfurizers – ARD), и десульфураторы остатков вакуумной перегонки (vacuum residue desulfurizers – VRD). В процессах гидроочистки в качестве катализатора обычно применяют молибдаты никеля и кобальта (CoMo), (NiMo), и в редких случаях используют вольфрамат никеля NiW, на носителе, в ка-честве которого применяют гамма-оксид алюминия.

Катализаторы процессов гидроочистки должны быть сульфидированы для того, чтобы быть активны-ми при удалении металлов, серы и азота, и при насы-щении олефинов и ароматических углеводородов. В процессе эксплуатации катализаторы претерпевают физико-химические изменения, приводящие к потере их каталитической активности, то есть катализаторы подвергаются необратимой дезактивации. Дезактивация обуславливается коксованием, отравлением катали-затора металлами, сокращением активных металлов и спеканием. В конце своего жизненного цикла, отра-ботанный катализатор может быть регенерирован, и после восстановления каталитической активности он может использоваться в этой же самой технологической установке или в другой с менее тяжелыми условиями эксплуатации.

Как следует из производственного опыта, регене-рированные катализаторы гидроочистки пригодные для многократного использования должны иметь, по крайней мере, 80–85 % свободной удельной поверх-ности катализатора и иметь низкий уровень метал-лических примесей. Отработанные катализаторы с высоким содержанием металла не могут быть регене-рированы и использованы повторно, как, например, катализаторы гидроочистки, используемые в ARD, VRD, гидрокрекинге с предварительной гидроочист-кой, комплексах гидроочистки вакуумного газойля, и гидроочистки исходного сырья нафты и газойля.

Металлические загрязнители, остающиеся на ка-тализаторе гидроочистки после регенерации, при-

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

62 №7 июль • 2010



водят к снижению активности катализатора из-за мало восстановленной удельной поверхности. Чтобы использовать регенерированный катализатор с метал-лическим загрязнителем, наружный слой катализа-тора должен быть подвергнут вакуумной обработке и удален. Табл. 1 суммирует общие металлические заг-рязнители и их критические уровни. Катализаторы, в которых металлические загрязнители выше до-пустимой нормы, считаются не регенерируемыми и повторное их использование не рентабельно. Однако всегда лучше связаться с предприятием-поставщиком, чтобы уточнить критические уровни металлических примесей для их катализаторов.

В большинстве установок гидроочистки, в верх-ней части реактора используется защитный слой для снижения перепада давления и защиты глав-ного катализатора гидроочистки от загрязнения. Восстанавливать защитный слой катализатора счи-тается экономически невыгодным.

Катализаторы гидроочистки со значительной потерей удельной поверхности не регенерируют-ся. Катализаторы, используемые в установках гид-роочистки бензина легкой фракции прямой гонки, установок гидроочистки бензина, установках FCC пост-очистки бензина, гидроочистки керосиновых фракций, гидроочистки дизельного топлива и комп-лекса гидроочистки вакуумного газойля, могут быть регенерированы и использованы повторно.

Чтобы оправдать использование регенерирован-ных катализаторов гидроочистки, регенерирован-ные катализаторы должны иметь хороший предел прочности при сжатии, длину частиц и достаточную активность и стабильность для обеспечения нормаль-ного эксплуатационного ресурса.

Промышленная практика. Катализаторы гидро-очистки обычно регенерируются один или два раза и повторно используются в тех же самых установках или в подходящих установках с менее тяжелыми условиями эксплуатации. Большинство регенераций проводятся в «ex-situ», так как регенерация «ex-situ» обеспечивает лучшую регенерацию, чем «in-situ». Некоторые нефтеперерабатывающие заводы ре-генерируют катализаторы гидроочистки «in-situ», если у них нет регенерационных установок. Для «in-situ» регенерации невозможно контролировать температуру процесса и получить нужный результат. Следовательно, может произойти спекание и агломе-рация металлов, приводящая к значительной потере активности. Регенерированные катализаторы могут быть повторно использованы в той же установке или могут быть выведены на каскад менее жестких

установок. Это хорошая синергия – использовать новые катализаторы гидроочистки в тяжелых усло-виях эксплуатации, в таких как: установки дизель-ного топлива со сверхнизким содержанием серы (ultra-low-sulfur diesel – ULSD) и т.д., и использовать регенерированные катализаторы в менее тяжелых условиях эксплуатации, таких как установки гидро-очистки бензина, очистки керосиновых фракций, гидроочистки дизельного топлива и т.д.

Регенерированный катализатор гидроочистки. При полном восстановлении катализатора гидро-очистки, эффекты каждой «ex-situ» регенерации приведены в табл. 2. Новые поколения катализаторов гидроочистки с активными центрами типа II требу-ют дополнительного этапа восстановления, помимо сжигания кокса, для восстановления большей части активности до 90 %; в обычных этапах регенерации будет восстановлено только около 70 % активности катализаторов гидроочистки нового поколения. Этот дополнительный этап может быть дорогостоящим, и только с помощью экономического анализа можно решить продолжать ли этот дополнительный этап восстановления.

Экономическое обоснование. Стоит ли исполь-зовать регенерированный или новый катализатор – на этот вопрос ответит экономическое заключе-ние. Главные факторы для принятия решения сле-дующие:

• стоимость процесса регенерации; • стоимость нового катализатора;• влияние короткого производственного цикла

на стоимость технического обслуживания и произ-водственных затрат;

• преимущества новых катализаторов. Когда регенерированный катализатор исполь-

зуется в менее жестких условиях эксплуатации, экономическое обоснование будет благоприятным до тех пор, пока регенерированные катализаторы могут соответствовать необходимым техническим характеристикам. Если регенерированный катали-затор используется в такой же производственной установке, то должны быть приняты во внимание экономическое влияние более короткого произ-водственного цикла и возможные выгоды новых и качественных (лучших) катализаторов.

Примеры гидроочистки. Один из нефтеперера-батывающих заводов имел на своем товарном складе примерно 70 т использованного катализатора гидро-очистки дизельного топлива. Эта партия катализа-тора использовалась в течение пяти лет только для гидроочистки дизельного топлива, никогда не была

Таблица 1. Критические уровни стандартных металлических

загрязнителей

Загрязнители Критические уровни, мас. %

Натрий 0,2

Кремний 1

Никель + Ванадий 1

Мышьяк 0,1

Железо 1

Таблица 2. Эффект каждой регенерации на свойства

и показатели катализатора гидроочистки

Фактор Потери, %

Площадь поверхности ~10

Активность ~10

Продолжительность цикла ~10

Предел прочности при сжатии НезначительныеВыход готового продукта Незначительные


63 №7 • июль 2010



регенерирована и повторно использована в других производственных установках. Аналитические дан-ные показывают, что регенерированный катализатор возвращает 85–90 % площади удельной поверхности свежего катализатора, обладает хорошим пределом прочности при сжатии, при низкой металлической загрязненности. Эта партия катализатора может быть регенерирована и использована повторно в процессах бензиновой и керосиновой гидроочистки, удовлетво-ряя техническим условиям типового процесса. Что и было соответственно рекомендовано.

Была определена экономическая эффективность использования этой партии регенерированного ка-тализатора. Классификация затрат для стоимости нового катализатора и регенерированного катали-затора суммирована соответственно в табл. 3 и 4.

Допуская 5%-ную потерю во время процесса ре-генерации, общая сумма экономии использования этой партии регенерированного катализатора гид-роочистки в менее тяжелых условиях эксплуатации, по имеющимся оценкам превышает 1 млн долл.

КАТАЛИЗАТОРЫ ГИДРОКРЕКИНГАУстановки гидрокрекинга обычно включают секции

гидроочистки и гидрокрекинга. Катализаторы гидро-очистки используются в аппарате предварительной очистки для удаления азота, металлических и серных примесей из исходного сырья. Азотные соединения являются временными ядами, для нисходящего потока катализаторов гидрокрекинга и могут ингибировать реакции гидрокрекинга. Таким образом, соединения азота должны быть удалены в аппарате предварительной очистки гидрокрекинга.

Катализаторы гидроочистки нефтяного сырья, ис-пользуемые в аппарате предварительной очистки гидро-крекинга основаны на универсальной композиции NiMo либо NiW на носителе, в качестве которого применяют

гамма-оксид алюминия. В состав катализаторов гидро-крекинга входят NiMo и NiW, основанные на аморфном крекирующем компоненте, таком как алюмосиликат, и на цеолитном крекирующем компоненте. Для мак-симальной эффективности и катализаторы предвари-тельной очистки и катализаторы гидрокрекинга должны быть сульфидированы. Во время этого процесса катали-заторы предварительной очистки и гидрокрекинга могут быть необратимо дезактивированы коксообразованием, отравлением металлами, сокращением каталитически активных металлов и спеканием. Тем не менее, отрабо-танные катализаторы гидрокрекинга и предварительной очистки, могут быть регенерированы с восстановлением их активности и использованы повторно. Для полной регенерации, уровень металлических загрязнителей на восстановленном катализаторе не должен превышать критический уровень, как показано в табл. 1.

Промышленная практика. Катализаторы пред-варительной обработки гидрокрекингом обычно регенерируются один раз или никогда. Если ката-лизатор предварительной очистки надо восстано-вить, верхний слой катализатора может быть снят и затем удален из-за высокого содержания металла. Активность катализатора предварительной очистки обычно является «помехой» в установке гидрокрекин-га. Регенерированный катализатор предварительной очистки обычно используется в менее тяжелых усло-виях эксплуатации вместо возврата для эксплуатации в установках гидрокрекинга.

Новое поколение катализаторов гидрокрекинга и предварительной очистки с активными центрами типа II требует дополнительный этап восстановления, чтобы вернуть 90 % свой активности. Этот дополнительный этап может потребовать высоких затрат. Принять ре-

Таблица 3. Стоимость покупки «свежего катализатора»1

Описание Стоимость, долл/кг

Стоимость катализатора 19,14

Расходы на транспортировку2 0,35

Выгоды потенциальной продажи3 –0,40

Итого 19,091 Исходя из 70 т катализатора2 От обычной производственной площадки в Европе или западного побережья США3 Если продано для восстановления металлов

Таблица 4. Затраты на регенерированный катализатор*

Описание Затрата, долл/кг

Стоимость регенерированного катализатора

1,60

Удаление поверхностного слоя 0,4

Просеивание 0,15

Сортировка по длине 0,30

Транспортные расходы 0,12

Итого 2,57

*Исходя из 70 т катализатора

Таблица 5. Влияние регенерации на свойства и работу катализатора гидрокрекинга


Удельная поверхность 15–30*

Активность 10

Продолжительность цикла 10–15

Прочность при сжатии Незначительные

Выход продукта 1–2 % объема для среднего дистиллята0,5–1 % объема для С5+ жидкость

Качество продукта Высота некоптящего пламени реактивного топлива (1–2 мм)Цетановое число дизельного топлива (1–2)

*Потери удельной поверхности на цеолитсодержащий катализатор гидрокрекинга после регенерации может быть столь же высоким как 30 %


64 №7 июль • 2010



шение о реализации дополнительного этапа можно только проведя экономический анализ.

Несколько нефтеперерабатывающих заводов регене-рировали свой катализатор гидрокрекинга только один раз. Немногие НПЗ регенерировали катализатор более одного раза. Большинство переработчиков даже и не регенерировали катализатор, а сразу покупали новый, в силу экономических причин – издержки вследствие сокращения производительности выше, чем цена нового катализатора.

По сравнению с цеолитсодержащими катализато-рами гидрокрекинга, аморфные катализаторы имеют меньшую активность и более высокую селективность для дистиллятов. При регенерации катализатора гидро-крекинга, происходит разрушение кислотных центров. Как правило, цеолитсодержащие катализаторы имеют намного больше кислотных центров по сравнению с катализаторами аморфного типа. Поэтому, цеолитсодер-жащие катализаторы несут более низкую потерю актив-ности, чем аморфные катализаторы во время процесса регенерации.

Если отложение кокса чрезвычайно высоко, как при-нято для установок с жесткими режимами эксплуатации, то бывает сложно контролировать температуру горения во время процесса регенерации. Это может привести к агломерации металлов, и уменьшению гидрирования продуктов. Этот феномен следует рассматривать в ус-тановках, где качество продукта является ключевым эксплуатационным параметром, т.е. в установках произ-водящих реактивное топливо международного стандарта Jet-A-1. Большинство регенераций проводятся «ex-situ». Согласно исследованию, и NiMo- и NiW- катализаторы гидрокрекинга могут быть регенерированы.

Регенерированные катализаторы гидрокрекинга. Табл. 5 суммирует влияние тщательно регенерирован-ного катализатора гидроочистки.

Экономическое обоснование. Использование регене-рированного или свежего катализатора гидрокрекинга зависит от экономического анализа. Главные факторы для принятия решения следующие:

• стоимость регенерации и состав катализатора;• стоимость свежего катализатора;• влияние короткого производственного цикла на

стоимость технического обслуживания и производст-венные затраты;

• стоимость уменьшенного выхода готового про-дукта и качество благодаря регенерации;

• выгоды от использования нового катализатора гидрокрекинга благодаря более длинному эксплуа-тационному циклу и высокому выходу продукта.

Затраты или выгоды для каждого фактора опре-деляются спецификой того или иного нефтеперера-батывающего комплекса и соответственно должна быть оценена экономическая эффективность.

Пример гидрокрекинга. Один из нефтеперераба-тывающих заводов использовал регенерированный катализатор гидрокрекинга в своих установках для гидрокрекинга. При одинаковом конверсионном цикле в 99 %, продолжительность эксплуатации ка-тализатора составила 19 мес, регулируя скорость подачи деасфальтированной нефти (deasphalted oil – DAO). Скорость подачи DAO была уменьшена приблизительно до 700 брл/сут для катализаторного цикла первой регенерации по сравнению с произ-водственным циклом свежего катализатора. Обычный выход продуктов для цикла свежего катализатора и цикла катализатора первой регенерации показаны в табл. 6.

Чтобы сравнить экономические показатели ис-пользования цикла свежего катализатора гидро-крекинга с катализаторным циклом первой реге-нерации была произведена экономическая оценка. Рассматриваемые экономические факторы включали стоимость свежего катализатора, регенерацию, сос-тав катализатора, наряду с ценностью продукта и из-держками переработки DAO. Экономическая оценка показала, что свежий катализатор гидрокрекинга превосходит по своим эксплуатационным качествам регенерированный один раз катализатор, с эконо-мией в миллионы долларов в течение 19-месячного эксплуатационного ресурса. В этом случае, вместо регенерированного катализатора должен быть ис-пользован свежий катализатор.

КАТАЛИЗАТОРЫ РЕФОРМИНГА НАФТЫКатализаторы полурегенеративного реформинга

нафты содержат хлорированные платину и рений (Pt и Re) или несколько хлорированных металлов содержащих (Pt и Re) в качестве активных компо-нентов на гамма-оксиде алюминия. Во время про-цесса реформинга, эти катализаторы могут быть необратимо дезактивированы коксообразованием,

Таблица 6. Выходы продукта и сравнение объема*

Продукт Свежий катализатор, об. %

Один раз регенерированный катализатор, об. %

C1, мас. % 0,61 2,76

C2, мас. % 0,66 2,91

LPG 9 9

LN 15 16

HN 40 41

Kero 17 16

LDO 17 12

HDO 16 15

Bleed 0,61 1* Исходя из скорости подачи установки гидрокрекинга 29 500 брл/сут

Таблица 7. Влияние каждой регенерации на свойства и производительность катализаторов полурегенеративного реформинга нафты


Удельная поверхность <5 %

Активность <1 °С

Продолжительность цикла Незначительные

Прочность при сжатии Незначительные

Выход продукта реформинга и гидрогенизации1

Незначительные

1Изменение выхода продуктов реформинга и гидрогенизации незначительно, пока SA выше требуемого минимума


65 №7 • июль 2010



агломерацией активных металлов, образовываю-щимся спеканием, либо отравлением металлами. Катализаторы полурегенеративного реформинга нафты могут быть полностью регенерированы для восстановления их активности. Это является обыч-ной практикой, когда катализатор регенерируется «in-situ», и может быть повторно использован в не-скольких производственных циклах. Регенерация происходит с целью удаления кокса, повторного диспергирования Pt и Re и определения нужного баланса хлорида для восстановления активности и стабильности. На сегодняшний день не существует «ex-situ»-регенерационных установок для восста-новления использованного катализатора полуреге-неративного реформинга нафты.

Промышленная практика. Число регенераций, кото-рые нефтеперерабатывающая промышленность прово-дит на катализаторах полурегенеративного реформинга нафты, варьируется от 3 до 28, со средним значением 10–12. Рекомендуется, чтобы нефтепереработчики, сбрасывали, просеивали и перегружали катализатор каждую третью регенерацию. Все регенерации прово-дятся «in-situ», и все катализаторы полурегенеративного реформинга нафты (содержащие два или три метал-ла) могут быть успешно восстановлены. Эмпирически

определено, что катализаторы полурегенеративного реформинга нафты должны иметь минимальную удель-ную поверхность (surface area – SA) для экономичного повторного использования. Минимальная SA, необхо-димая для хорошей дисперсии металлов и удержания хлорида, составляет 120–150 м2/г, в зависимости от происхождения.

Эффект регенерированного катализатора. Если катализатор соответствующим образом восстановлен, эффекты каждой регенерации будут такими, как по-казано в табл. 7.

Примите к сведенью, что сокращение SA после каж-дой регенерации не линейно. Первоначально, сокра-щение SA достаточно высоко, но сглаживается по мере возрастания числа регенераций. Активность катализа-тора может продолжаться до тех пор, пока площадь по-верхности катализатора выше минимума, необходимого для обеспечения хорошей дисперсии Pt и Re.

Экономическое обоснование. Использовать или нет регенерированный или свежий катализатор полуре-генеративного реформинга нафты зависит от эконо-мического решения. Главные факторы для принятия решения следующие:

• стоимость свежего катализатора;• затраты на использование драгоценных металлов

во время процессов восстановления;• эксплуатационные потери из-за процесса реге-

нерации;• влияние короткого эксплуатационного цикла на

стоимость технического обслуживания и производс-твенных затрат;

• стоимость сокращенных продуктов реформинга и деструктивной гидрогенизации;

• преимущества нового катализатора полурегене-ративного реформинга нафты благодаря более длин-ному эксплуатационному циклу и высокому выходу продукта.

Большинство нефтепереработчиков заменяют свои полурегенеративные катализаторы, когда катализатор не в состоянии обеспечить необходимый уровень ра-боты, в основном потому, что SA катализатора ниже минимального требования сохранения нормальной активности, или был разработан новый катализатор, который может обеспечить большую эффективность, чем уже существующий.

Общепринятые методы работы и пример метода работы в частной компании. Табл. 8 суммирует мето-ды эксплуатации регенерированных катализаторов процессов нефтепереработки, нефтеперерабатыва-

Таблица 8. Сравнение частоты проведения обычной регенерации

Тип катализатора Нефтеперерабатывающая промышленность

Крупная ближневосточнаянефтяная компания

Гидроочистка Один или два раза Ноль

Предварительная очистка для установки гидрокрекинга

Ноль или один раз в условия эксплуатации с более мягкими

режимами

Ноль

Гидрокрекинг От нуля до одного раза До трех раз

Полурегенеративный риформинг 10–12 раз До 10 раз

Диаграмма процесса принятия решения для использования регенерированного катализатора

Конец цикла катализатора

Нет Да

Да

Нет

Удовлетворяет ли SA регенерированного

катализатора техническим требованиям уровня

металлических загрязнений и прочности при сжатии?

Экономическая оценка

благоприятна для регенерированного

катализатора?

Регенерируйте отработанный катализатор

для повторного использования

Восстановите Pt катализатора полурегенеративного реформинга нафты или продайте отработанный

катализатор для металлического восстановления. Используйте

свежий катализатор.


66 №7 июль • 2010



ющей промышленности в целом и крупной ближне-восточной нефтяной компании в частности.

Компания поддерживает общемировую практику использования катализатора полурегенеративного ре-форминга нафты. Однако компания не использует реге-нерированный катализатор гидроочистки, как это делает большинство НПЗ. Компания регенерирует катализатор гидрокрекинга до трех раз, в сравнении с одноразовой регенерацией принятой в нефтяной промышленности.

Процесс принятия решений. Технологическая схема процесса принятия решения для использования реге-нерированного катализатора показана на рис. В конце катализаторного цикла, если свойств катализатора, та-кие как площадь поверхности, уровень металлических загрязнений и прочность при сжатии могут соответс-твовать требованиям подрядчика (поставщика), прово-дится экономическая оценка, чтобы определить какой катализатор необходимо использовать – свежий или регенерированный. В противном случае используйте свежий катализатор и восстановите Pt катализатора по-лурегенеративного реформинга нафты или продайте отработанные катализаторы процессов гидропереработки для восстановления металла.

Если экономическая оценка для использования ре-генерированного катализатора положительна, регене-рируйте отработанный катализатор для повторного его использования в будущем. Если нет, используйте свежий катализатор и восстановите Pt катализатора полурегенера-тивного реформинга нафты или реализуйте отработанные катализаторы процессов гидропереработки.

РЕКОМЕНДАЦИИСравнение практических методик нефтеперерабаты-

вающей промышленности и крупной ближневосточной нефтяной компанией, показывает, что компания могла бы использовать регенерированный катализатор гидро-очистки и, возможно, катализаторы предварительной очистки и гидрокрекинга, в менее тяжелых условиях

эксплуатации и регенерировать катализатор гидрокре-кинга до одного раза. Оптимальное число регенераций каждого катализатора процессов нефтепереработки, должно быть определено полноценной экономической оценкой, которая рассматривает определенные ситуации для каждого нефтеперерабатывающего комплекса.

Так как за последние годы цены на металл – осно-ву катализатора (Co, Ni, W и Mo) только повышались, специалисты заинтересованы в покупке отработанных катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга для вос-становления металлов. Для защиты окружающей среды рекомендуется, чтобы нефтеперерабатывающие заводы проводили продажу отработанных катализаторов гидро-очистки и гидрокрекинга специалистам по восстановле-нию металлов или производителям катализаторов для регенерации или их утилизации, если эти катализаторы не пригодны для повторного использования в установках нефтепереработки.

Условные обозначенияCo – кобальт Mo – молибденNi – никельPt – платина W – вольфрам Re – рений

Перевела В. Залесская

Dr. Gene J. Yeh (Дж. Дж. Йе), дипломированный инженер, имеющий право заниматься профессиональной деятельностью в шт. Луизиана. Имеет степень бакалавра в области химического машиностроения и степень магистра и доктора в области химических технологий и техно-логий снабжения горючим. Д-р Gene J. Yeh имеет более чем 22-летний опыт работы в области нефтепереработки, производства катализато-ров и научно-исследовательской работы в области охраны окружаю-щей среды. В настоящее время г-н Gene J. Yeh работает на должности технического специалиста отдела автоматизации систем управления технологическими процессами в компании Saudi Aramco в г. Дахран, Саудовская Аравия. Его сфера деятельности включает выбор катали-заторов и абсорбентов, производственные установки для получения водорода, процессы гидрообработки и реформинга нафты.

РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ

БЛИЖНИЙ ВОСТОКHolding Sonatrach Raffinage et Chimie, SPA и Total

Petrochemicals Arzew SAS выбрали для своего сов-местного предприятия в Арзу (Алжир) технологию производства моноэтиленгликоля (monoethylene glycol – MEG), разработанную Scientific Design Co. (SD). Производительная мощность завода составит 550 тыс. т/год. Проект включает лицензирование тех-нологии, разработку процесса, техническую подде-ржку, ввод в эксплуатацию и первоначальное произ-водство.

Ras Laffan Liquefied Natural Gas Co., Ltd. (3) объяви-ла о завершении этапа 7 проекта Ras Laffan Industrial City в Катаре. Ras Laffan 3 Этап 7 – это четвертая уста-новка по сжижению природного газа с производитель-ной мощностью 7,8 млн т/год. Проект был реализован совместным предприятием, созданным Qatar Petroleum и ExxonMobil за 12 месяцев. Производственная мощ-

ность новой установки аналогична Ras Laffan 3 Этап 6, которая была сдана в эксплуатацию в октябре 2009 г. Газ на обе установки будет поставляться с месторож-дения Норт-Филд, запасы которого оцениваются в 900 трлн фут3 природного газа.

ЮЖНАЯ АМЕРИКАBraskem и Novozymes объявили о заключении пар-

тнерских соглашений с целью производства полипро-пилена из сахарного тростника. Компании планируют производить биотопливо на основе технологии броже-ния, разработанной Novozymes и экспериментальной химической технологии Braskem. В настоящее время Braskem производит из сахарного тростника пример-но 200 тыс. т/год полиэтилена (на заводе в Бразилии). В качестве биологического сырья Novozymes производит ферменты, которые затем перерабатываются в акрило-вую кислоту.


393.оптимизация использования регенерированных...

Documents

Transcript of 393.оптимизация использования регенерированных...