Исследование процесса парового крекинга тяжелой нефти в присутствии железо- и молибденсодержащих дисперсных катализаторов в реакторе проточного типа

В статье представлены результаты исследования парового крекинга тяжелой нефти при температуре 425 °С и давлении 2,0 МПа в присутствии дисперсных катализаторов на основе железа и молибдена в сларри-реакторе. Катализаторы были получены путем разложения водорастворимых предшественников солей металлов in situ. В случае парового крекинга было обнаружено увеличение выхода ПСН (сумма жидких продуктов) по сравнению с термическим крекингом (80 и 77 мас.% соответственно). Применение дисперсных монометаллических катализаторов (железо- и молибденсодержащего), а также биметаллического катализатора в каталитическом паровом крекинге (КПК) тяжелой нефти привело к увеличению выхода ПСН. Кроме того, в процессе КПК было обнаружено увеличение выхода светлых фракций (Т_кип < 350 °С) по сравнению с паровым и термическим крекингом, а также снижение вязкости и плотности продуктов по сравнению с исходным сырьем.

1. U.S. Energy Information Administration, International Energy Outlook 2016, vol. 0484: https://www.eia.gov/outlooks/ieo/pdf/0484%282016%29.pdf (Accessed 20 November 2017)

2. Omajali J.B., Hart A., Walker M., Wood J., Macaskie L.E. // Appl. Catal. B Environ. 2017. V. 203. P. 807—819.

3. Muraza O., Galadima A. // Fuel. 2015 V. 157. P. 219—231.

4. Alboudwarej H.,. Felix J, Taylor S., Badry R., Bremner C., Brough B., Skeates C., Baker A., Palmer D., Pattison K., Beshry M., Krawchuk P., Brown G., Calvo R., Triana J. C., Hathcock R., Koerner K., Hughes T., Kundu D., De Cárdenas J. L., West C. // Oilf. Rev. 2006. V. 18, P. 34—53.

5. Alaei M., Bazmi M., Rashidi A., Rahimi A. // J. Pet. Sci. Eng. 2017. V. 158. P. 47—55.

6. Arcelus-Arrillaga P., Pinilla J. L., Hellgardt K., Millan M. // Energy & Fuels. 2017. V. 31. P. 4571—4587.

7. Мироненко О.О., Соснин Г.А., Елецкий П.М., Гуляева Ю.К., Булавченко О.А., Стонкус О.А., Родина В.О., Яковлев В.А. // Наногетерогенный катализ. 2017. V. 2. P. 74—87.

8. Wen S., Zhao Y., Liu Y., Hu S. (doi:10.2118/106180-MS) // Int. Symp. Oilf. Chem. 2007. P. 1—5.

9. Davudov D., Moghanloo R.G. // J. Pet. Sci. Eng. 2017. V. 156. P. 623—632.

10. Li N., Yan B., Xiao X.-M. // Energies. 2015. V. 8. P. 8962—8989.

11. Castañeda L. C., Muñoz J.A.D., Ancheyta J. // Catal. Today. 2014. V. 220—222. P. 248—273.

12. Daud A.R.M., Pinilla J.L., Arcelus-arrillaga P., Hellgardt K., Kandiyoti R., Millan M. // Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc., Div. Energy Fuels. 2012. V 57 (2) // https://www.researchgate.net/publication/259222792_Heavy_oil_upgrading_in_subcritical_and_supercritical_water_studies_on_model_compounds (Accessed 20 November 2017).

13. Fathi M. M., Pereira-Almao P. // Energy and Fuels. 2011. V. 25. P. 4867—4877.

14. Nguyen-Huy C., Shin E.W. // Fuel. 2016. V. 169. P. 1—6.

15. Fumoto E., Tago T., and Masuda T. // Energy & Fuels. 2006. V. 20. P. 1—6.

16. Clark P.D., Kirk M.J. // Energy & Fuels. 1994. V. 8. P. 380—387.

17. Duprez D. // Appl. Catal. A Gen. 1992. V. 82 (2). P. 111—157.

18. Kim C. // J. Catal. 1978. V. 52 (1). P. 169—175.

19. Kondoh H., Nakasaka Y., Kitaguchi T., Yoshikawa T., Tago T., Masuda T. // Fuel Process. Technol. 2016. V. 145. P. 96—101.

20. Lee H. S., Nguyen-Huy C., Pham T.-T., Shin E.W. // Fuel. 2016. V. 165. P. 462—467.

21. Kondoh H., Hasegawa N., Yoshikawa T., Nakasaka Y., Tago T., Masuda T. // Energy and Fuels. V. 30 (12). P. 10358—10364.

22. Sahu R., Song B.J., Im J. S., Jeon Y.-P., Lee C.W. // J. Ind. Eng. Chem. 2015. V. 27. P. 12—24.

23. Angeles M.J., Leyva C., Ancheyta J., Ramírez S. // Catal. Today. 2014. V. 220—222. P. 274—294.

24. Martinez-Grimaldo H., Ortiz-Moreno H., Sanchez-Minero F., Ramírez J., Cuevas-Garcia R., Ancheyta-Juarez J. // Catal. Today. 2014. V. 220—222. P. 295—300.

25. Ahn H.K., Park S. H., Sattar S., Woo S.I. // Catal. Today. 2016. V. 265. P. 118—123.