EA016272B1 - Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости - Google Patents
Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- EA016272B1 EA016272B1 EA200970659A EA200970659A EA016272B1 EA 016272 B1 EA016272 B1 EA 016272B1 EA 200970659 A EA200970659 A EA 200970659A EA 200970659 A EA200970659 A EA 200970659A EA 016272 B1 EA016272 B1 EA 016272B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- mixture
- suspension
- solid material
- solvent
- coked
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/10—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for with the aid of centrifugal force
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/26—Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
-
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
-
- 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
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- 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
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1062—Lubricating oils
-
- 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
-
- 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
- C10G2300/205—Metal content
- C10G2300/206—Asphaltenes
-
- 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
- C10G2300/44—Solvents
-
- 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
- C10G2300/70—Catalyst aspects
- C10G2300/701—Use of spent catalysts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии или взвеси твердого материала и углеводородной жидкости путем осаждения или флокуляции тяжелой фракции углеводородной жидкости эффективным количеством осаждающего или флокулирующего средства так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал. Способ далее включает коксование осажденной тяжелой фракции и размалывание закоксованного продукта до ультратонкого размера.
Description
Настоящее изобретение направлено на способ отделения ультратонких твердых частиц катализатора гидрокрекинга от жидкой суспензии нефтяных углеводородов, содержащей названные твердые частицы.
Уровень техники
Катализаторы в течение многих лет широко употреблялись в отраслях промышленности, занимающихся переработкой и химической обработкой. Катализаторы гидрообработки, в том числе катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга, в настоящее время широко применяются на предприятиях по всему миру. Эти катализаторы гидрообработки типично обеспечивают повышение выходов, сокращение продолжительности реакций и улучшение свойств продуктов, по сравнению с прежними (некаталитическими термическими) процессами преобразования сырых нефтей в очищенные продукты.
Катализаторы гидрообработки, типично используемые в современных промышленных областях, классифицируются как катализаторы на носителях. Эти носители катализаторов, которые в общем представляют собой молекулярные сита, такие как алюмофосфаты кремния (8ΑΡΘ) или цеолиты, часто состоят из таких материалов, как оксид кремния, оксид алюминия, оксид циркония, глина или некоторые гибриды таковых. Носитель импрегнируют более дорогостоящим материалом, который придает более высокую фактическую каталитическую активность. Эти каталитические материалы типично включают металлы, такие как никель, молибден и кобальт. В некоторых случаях могут быть использованы платина, палладий и вольфрам.
Недавно появилось новое поколение катализаторов гидрообработки. Эти катализаторы не нуждаются в материале носителя. Вместо этого катализатор включает каталитические частицы микронного размера без носителя, такие как сульфид молибдена или сульфид никеля. Благодаря таким факторам, как увеличенная площадь поверхности и прочие факторы, которые здесь не обсуждаются, эти катализаторы являются во много раз более активными, чем традиционные катализаторы на носителях. По сравнению с традиционными катализаторами на носителях производительность в огромной степени возрастает во время операций конверсии. Одной областью, в которой эти высокоактивные катализаторы без носителя в настоящее время употребляются, является гидрокрекинг вакуумного газойля. В процессе, который применяется при проведении гидрокрекинга тяжелого остатка, эти катализаторы без носителя часто страдают от осаждения большого количества металлов (в частности, ванадия) и кокса, что увеличивает необходимость в свежеприготовленном катализаторе.
Один недостаток катализаторов как на носителях, так и без носителей заключается в их высокой стоимости. Типично затраты на замену дорогостоящего катализатора, основанного на благородных металлах, могут составить основную статью эксплуатационных расходов нефтеперегонного или химического предприятия. Поэтому появился рынок утилизации израсходованных катализаторов и, конкретно, отработанных катализаторов гидрообработки, чтобы можно было регенерировать ценные металлы. Еще более эту потребность стимулирует нынешняя высокая цена разнообразных металлов. Сейчас в различных местах по всему миру переработкой израсходованных катализаторов занимаются несколько промышленных компаний. Однако, к сожалению, эти перерабатывающие предприятия, основанные на обжиге (или пирометаллургии), рассчитаны на регенерацию металлов из катализаторов, осажденных на носителях.
Вследствие высоких концентраций дорогостоящих металлов, в особенности молибдена и никеля, используемых в этом новом поколении катализаторов без носителя, возникла потребность в экономичном способе извлечения металлических катализаторов без носителя, который рассчитан на получение сырьевого отработанного катализатора, не содержащего масла, для повышения эффективности регенерации катализатора. Находящаяся одновременно на рассмотрении патентная заявка с серийным номером 11/192522 раскрывает новый способ удаления металлов из отработанного катализатора без носителя. В этом способе отработанный катализатор без носителя подвергают обработке в реакциях выщелачивания. Ванадий удаляют в виде осадка, тогда как раствор, содержащий молибден и никель, вводят в дальнейшие стадии экстракции для удаления этих металлов. В этом способе важно приготовление не содержащего масла извлеченного катализатора в качестве исходного материала для выделения металлов и регенерации катализатора. Настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность и представляет новый и экономичный способ удаления всех углеводородных жидких материалов из отработанных катализаторов гидрокрекинга в качестве предварительной стадии извлечения металлов из отработанного катализатора.
Соответственно этому настоящее изобретение в общем нацелено на новый способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии твердого материала и углеводородной жидкости, включающий: (ί) осаждение или флокуляцию тяжелой фракции углеводородной жидкости так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал, (п) отделение тяжелой фракции от легкой фракции центрифугированием и (ίίί) крекирование до кокса осажденной комбинации для удаления, по существу, всех жидких углеводородных материалов из твердого материала для получения сухого твердого материала, пригодного для процессов извлечения металлов и регенерации катализатора.
В технологии известны разнообразные способы отделения мелких твердых частиц катализатора от
- 1 016272 углеводородных жидкостей, образующихся в процессах гидроконверсии. Например, патент США № 5008001 на имя Кйатига с1 а1. раскрывает способ отделения твердых частиц катализатора от тяжелого масла, который в одном варианте осуществления состоит в центрифугировании суспензии масла и катализатора и термической сушке полученного осадка катализатора при температурах и/или временах пребывания, ограниченных так, чтобы предотвратить или свести к минимуму закоксовывание оставшегося тяжелого масла. В еще одном примере, патенте США № 6511937 на имя Веатбеи с1 а1., представлен способ извлечения деасфальтированной нефти и деасфальтированной растворителем горной породы из системы суспензионной гидрообработки и кальцинирования деасфальтированного твердого остатка при предельно высокой температуре около 1200°Р (648,9°С) для получения зольного каталитического прекурсора, который возвращают рециркуляцией обратно в систему суспензионной гидрообработки. В еще одном примере, патенте США № 6974824 на имя §реиа е1 а1., раскрыты система и способ извлечения катализатора из суспензии, включающей катализатор и остаточные углеводороды, нагреванием суспензии для испарения углеводородов в нагревателе, предпочтительно скомпонованном для предотвращения закоксовывания. Наконец, в примере патента США № 4732664 на имя Матйш представлен способ отделения тонкодисперсных твердых частиц от жидких продуктов гидрообработки, включающих осажденные из подвергнутых гидрообработке жидкостей асфальтены, в котором процесс осаждения способствует агломерированию твердых частиц и удалению агломерированных частиц из жидкости центрифугированием. Высушивание твердого продукта, полученного из сгущенного стока центрифуги, упоминается как способ удаления остаточных углеводородных жидкостей.
Цель настоящего изобретения состоит в усовершенствовании представленных выше способов отделения частиц катализатора из углеводородной жидкой суспензии как таковых, такое изобретение подробнее описано ниже.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение в общем направлено на способ отделения и извлечения ультратонкого дисперсного твердого материала из суспензии твердого материала и углеводородной жидкости путем осаждения или флокуляции тяжелой фракции углеводородной жидкости с помощью эффективного количества осаждающего или флокулирующего средства так, что осажденная тяжелая фракция инкапсулирует дисперсный твердый материал.
Инкапсулированный дисперсный твердый материал затем отделяют от остальной легкой фракции углеводородной жидкости и осаждающего средства, высушивают при высокой температуре с образованием кокса и готовят для дальнейшей обработки, чтобы отделить дисперсный твердый материал от тяжелой закоксованной фракции и извлечь ценные металлы для синтеза нового катализатора.
Более конкретно, но не в качестве ограничения, настоящее изобретение направлено на способ, применимый для отделения ультратонкого дисперсного твердого материала, содержащего отработанный или частично отработанный катализатор с частицами микронного или субмикронного размера, от углеводородного масла, которое получается в качестве отводимой суспензии из реактора для гидрообработки или гидрокрекинга. Способ согласно настоящему изобретению представляет собой предварительную стадию для процесса извлечения металлов из катализатора и имеет преимущество перед общеупотребительными способами разделения масла и твердого материала в том, что он создает закоксованный твердый каталитический материал, который не содержит жидких углеводородных загрязнений, который улучшает эффективность способов извлечения ценных металлов и синтеза свежего катализатора.
Соответственно этому настоящее изобретение направлено на способ отделения твердого материала от углеводородной жидкости, включающий следующие стадии:
a) получение отводимой суспензии, содержащей углеводородную жидкость и твердый материал,
b) охлаждение отводимой суспензии,
c) смешение отводимой суспензии с флокулянтом и с образованием первой смеси, содержащей углеводородную жидкость, первый растворитель и осадок (флокулят), содержащий твердый материал,
6) отделение первой смеси в первой центрифуге с образованием второй смеси и третьей смеси, в которых вторая смесь содержит флокулят с низкой концентрацией, и третья смесь содержит флокулят с высокой концентрацией,
е) разделение второй смеси по меньшей мере в одной второй центрифуге с образованием четвертой смеси, содержащей первый растворитель и углеводородную жидкость, и пятой смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией,
ί) объединение третьей смеси и пятой смеси в расходном баке с образованием конечной смеси, включающей флокулят с высокой концентрацией, первый растворитель с низкой концентрацией и углеводородную жидкость с низкой концентрацией,
д) высушивание конечной смеси в сушильном устройстве с образованием смеси паров углеводородов и закоксованного материала, в которой пары углеводородов содержат первый растворитель, легкую фракцию углеводородной жидкости и захваченные количества твердого материала, и в котором закоксованный материал включает твердый материал и тяжелую фракцию углеводородной жидкости,
11) выведение смеси паров углеводородов из сушильного устройства и разделение захваченных количеств твердого материала, растворителя и легкой фракции углеводородной жидкости с помощью сис
- 2 016272 темы из одного или более конденсаторов и одной или более разделительных колонн,
ί) извлечение закоксованного материала из сушильного устройства.
Краткое описание чертежа
Чертеж изображает схематическую диаграмму предпочтительного варианта исполнения системы для реализации способа отделения ультратонкого дисперсного твердого материала от углеводородной жидкости, как здесь представлено.
Подробное описание изобретения
Был найден новый способ, который позволяет экономично извлекать каталитические твердые материалы, которые могут представлять собой полностью отработанный катализатор или смесь активного катализатора и отработанного катализатора, из отводимой суспензии реактора для гидрокрекинга в качестве подготовительной стадии для извлечения металлов и регенерации/синтеза катализатора. Заявленный способ включает стадии осаждения тяжелой углеводородной фракции вместе с частицами катализатора из отводимой суспензии с помощью флокулирующего средства, такого как растворитель (также называемый как флокулянт), с образованием тяжелого углеводородного флокулята, в котором инкапсулированы твердые частицы катализатора (также называемые как флокулят), отделения осажденного твердого флокулята, состоящего из тяжелых углеводородов и твердого катализатора, от углеводородной жидкости, и высушивания твердого комплекса тяжелых углеводородов и катализатора в условиях коксования для получения твердого материала, который не содержит углеводородной жидкости и который может быть легко приготовлен для операций извлечения металлов и регенерации катализатора.
Чертеж иллюстрирует, как отводимую суспензию, содержащую углеводородные жидкости и отработанный катализатор, подают по трубопроводу 10 в теплообменник 20 и затем по трубопроводу 15 по меньшей мере в один смесительный бак 30, 31, в котором отводимая суспензия смешивается с флокулирующим средством, таким как растворитель, пригодный для осаждения асфальтенов, который подают в смесительный бак 30. Свежий растворитель подают в смесительный бак 30 по трубопроводу 11 и рециркуляционный растворитель подают в смесительный бак 30 по трубопроводу 201. Пригодные для осаждения асфальтенов растворители включают, без ограничения, лигроин, тяжелый лигроин, легкий лигроин, гексан, гептан и имеющиеся в продаже на рынке растворители, такие как растворители серии 8йе18о1™ 100. Отводимая суспензия содержит катализатор в массовой концентрации, варьирующей от 5 до 40% твердых частиц катализатора, предпочтительно от 15 до 30% твердых частиц катализатора, наиболее предпочтительно от около 20 до 30% твердых частиц катализатора. Главную часть твердых частиц катализатора будет составлять отработанный катализатор, и небольшая часть будет представлять собой активированный катализатор, однако предпочтительно весь катализатор в отводимой суспензии будет отработанным катализатором. Далее все твердые частицы катализатора, извлекаемые из отводимой суспензии, представляют собой катализаторы без носителей. Диаметр частиц твердых катализаторов, содержащихся в отводимой суспензии, будет составлять 100 мкм или менее, предпочтительно от около 40 до 80 мкм и наиболее предпочтительно от 0,01 до 40 мкм. Важный аспект настоящего изобретения заключается в том, что отводимая суспензия содержит по меньшей мере 2,5 вес.% асфальтенов. Любая отводимая суспензия, содержащая меньше чем это количество асфальтенов, может быть смешана с любой обогащенной асфальтенами добавкой, такой как вакуумный газойль, тяжелая сырая нефть, термостойкие тяжелые дистилляты, масла, декантированные в процессе жидкостного каталитического крекинга (РОС), и смазочные масла. Отводимую суспензию выдерживают в охлаждающей установке 20 в течение периода времени, достаточного для охлаждения суспензии до температуры около 65°С. Охлажденную отводимую суспензию затем через трубопровод 15 подают в один или более смесительных баков 30, 31 и смешивают с выбранным растворителем для осаждения асфальтенов при массовом отношении растворителя к суспензии между около 3:1 и 1:3, предпочтительно от 2:1 до 1:2 и наиболее предпочтительно 1:1 в течение по меньшей мере 20 мин. Наиболее эффективное применимое массовое отношение растворителя к суспензии может быть легко определено квалифицированным специалистом в этой области технологии и будет зависеть от разнообразных факторов, включающих, например, содержание асфальтенов в суспензии, конкретный употребляемый растворитель и желательную степень извлечения твердых частиц. Температуру смеси отводимой суспензии и растворителя поддерживают приблизительно при 65°С в течение периода времени, достаточного для обеспечения существенного осаждения асфальтенов, хотя эта температура может варьировать от около 55 до около 75°С. Температуру смеси поддерживают путем циркуляции смеси через контур для поддержания температуры, включающий трубопровод 70, трубопровод 71, охлаждающую установку 50, нагревательное приспособление 40 и трубопровод 60. Период времени, необходимый для обеспечения существенного осаждения асфальтенов из смеси, будет варьировать в зависимости от содержания асфальтенов в смеси, выбранного растворителя и температуры смеси, но обычно будет в диапазоне от 15 мин до 1 ч, предпочтительно от около 15 до 30 мин и наиболее предпочтительно по меньшей мере около 20 мин.
Когда осаждение большей части или всего количества асфальтенов в смеси завершается, смесь подают по трубопроводу 72 в центрифугу 75 первой стадии, которая работает с перегрузкой от около 2000 до 3500 О (где О обозначает ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2), предпочтительно от около 2500 до 3000 О, для разделения смеси на две фазы: фазу 1, называемую здесь как верхний слив (центри
- 3 016272 фугат), содержащую углеводородную жидкость и от 10 до 30 вес.% исходных твердых частиц, подведенных к центрифуге, и фазу 2, называемую здесь как сгущенный сток (осадок), содержащую главным образом (от около 70 до 90 вес.% от общего количества твердых частиц, подведенных к центрифуге) осажденные асфальтены, заключающие в себе твердые частицы катализатора, и около 40 вес.% углеводородной жидкости и растворителя. Фазу центрифугата подают по трубопроводу 80 в нагреваемый смесительный бак 110, разбавляют в названном смесительном баке дополнительным количеством растворителя, если содержание твердого вещества превышает 5%, затем по трубопроводу 111 подают во вторую центрифугу 120, которая типично работает с перегрузкой около 9000 С. Центрифугат из названной второй центрифуги подают по трубопроводу 121 в обычный конденсатор 130 для регенерации растворителя и конденсатор 160 для отделения масла. Любые твердые вещества, извлеченные на стадии выделения твердых частиц, подают через трубопровод 131 и насос 191 обратно в смесительные баки 30, 31 для первоначальной отводимой суспензии по трубопроводу 201 или, необязательно, в смесительный бак 110 второй стадии по трубопроводу 202. Регенерированный растворитель рециркулирует в смесительный бак 30 по трубопроводу 201. Сгущенный сток из названной второй центрифуги подают по трубопроводу 122 и объединяют со сгущенным стоком из центрифуги первой стадии в расходном баке 100.
Сгущенный сток из центрифуги первой стадии подают по трубопроводу 90 в расходный бак 100 и объединяют со сгущенным стоком из центрифуги 120 второй стадии. Объединенный сгущенный сток из центрифуги 75 первой стадии и центрифуги 120 второй стадии смешивают в расходном баке 100 с образованием объединенной суспензионной смеси, которую затем подают по трубопроводу 210 в сушильное устройство 220. Сушильное устройство 220 может представлять собой любое устройство, известное квалифицированным специалистам в этой области технологии как пригодное для испарения углеводородных жидкостей, содержащихся в суспензии углеводородной жидкости и твердых веществ, и коксования любой тяжелой углеводородной фракции, содержащейся в углеводородных жидкостях.
Предпочтительно такое сушильное устройство представляет собой обжиговую печь с наружным отоплением, вращающуюся обжиговую печь с наружным отоплением, сушилку с наружным обогревом, вращающуюся сушилку с наружным обогревом, вакуумную сушилку, установку Иехюокет или любое такое сушильное устройство, по существу, с такой производительностью, как вышеупомянутая. Наиболее предпочтительным сушильным устройством для целей настоящего изобретения является вращающаяся обжиговая печь с наружным отоплением. Объединенную суспензионную смесь нагревают в сушильном устройстве 220 до надлежащей температуры кальцинирования между около 350 и около 550°С, такую температуру поддерживают в течение времени пребывания, достаточного для получения закоксованного твердого материала и потока газообразных углеводородов. Атмосфера в сушильном устройстве является инертной, которая предпочтительно представляет собой бескислородную азотную атмосферу, но может быть любой другой инертной неокислительной атмосферой или вакуумированной средой. Газ из сушильного устройства выводят и подают по трубопроводу 221 в конденсатор 160 для отделения масла. Любые твердые вещества, захваченные газом из обжиговой печи, отделяют в конденсаторе 160 для отделения масла и пускают в рециркуляцию по трубопроводам 200 и 201 в смесительные баки 30, 31 для отводимой суспензии или, необязательно, по трубопроводу 202 в смесительный бак 110. Закоксованный твердый материал с помощью подходящего приспособления 222, такого как шнек, шнековый конвейер, воронка-затвор, или самотеком подают в резервуар для гашения водой или распылительный резервуар 230 для термического удара и разрушения агломератов закоксованного дисперсного материала и охлаждения материала до температуры, достаточной для формирования водной суспензии закоксованных твердых частиц. Горячие пары из резервуара для гашения водой подают через теплообменник 235 по трубопроводу 231 на последующую обработку газов. Водную суспензию закоксованных твердых частиц по трубопроводу 240 подают в мельницу, предпочтительно вертикальную мельницу или дисковую мельницу 290, и в ней уменьшают размер частиц до уровня от 10 до 60 мкм, предпочтительно от около 10 до 40 мкм и наиболее предпочтительно от около 15 до 20 мкм, в приготовлении к дальнейшим процессам извлечения металлов, таким, которые представлены в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке 11/192522. В процессе охлаждения и размалывания закоксованного катализатора могут быть проведены предварительные стадии извлечения металлов, такие как добавление аммиака для стимулирования выщелачивания металлов и регулирования величины рН. Необязательно, если водная суспензия закоксованных твердых материалов не требуется, закоксованные твердые материалы могут быть охлаждены в твердом виде в системе с наружным охлаждением, которая дает сухой закоксованный твердый продукт.
Вышеописанный способ отделения ультратонких каталитических материалов от углеводородной жидкости применим в сочетании с любой системой суспензионной гидрообработки, для которой будут полезными регенерация и повторное использование каталитических материалов. В частности, этот способ применим в сочетании с системами суспензионной гидрообработки и катализаторами, раскрытыми в приведенных ниже патентах США, описания которых приведены здесь для сведения: 4557821; 4710486; 4762812;4824821;4857496; 4970190; 5094991; 5162282; 5164075; 5178749; 5294329; 5298152 и 5484755. Нижеследующий пример иллюстрирует один способ удаления твердых частиц отработанного катализатора из углеводородной жидкой суспензии, содержащей таковые, но не должен толковаться как ограни
- 4 016272 чение многих средств и способов, которыми могут быть реализованы способы согласно настоящему изобретению.
Пример.
Для демонстрации настоящего изобретения провели стендовое испытание в лабораторном масштабе для определения минимального содержания асфальтенов, желательного для эффективного успешного осаждения или флокуляции асфальтенов (флокулята) при воздействии флокулирующего средства (флокулянта), такого как гептан или лигроин. Эти испытания показали, что минимальное пороговое значение содержания асфальтенов в 2,5 вес.% является предпочтительным для успешной флокуляции дисперсного материала микронного размера, суспендированного в углеводородных текучих средах, таких как суспензионный катализатор. Также было определено, что масла с недостаточным содержанием асфальтенов могут быть обогащены асфальтенами добавлением богатых таковыми материалов, такими как вакуумный газойль, как в данном примере, или другого тяжелого масла, содержащего асфальтены. Соответственно этому суспензию углеводородного масла, содержащую приблизительно 20 вес.% твердых катализаторов и имеющую содержание асфальтенов по меньшей мере 2,5 вес.% (как измерено с помощью асфальтенового теста с горячим гексаном (метод контроля 10810)), перемешивали с растворителемфлокулянтом, известным как способствующий осаждению асфальтенов, в массовом отношении 1:1 в течение 20 мин в нагреваемом смесительном баке. Испытания проводили с использованием двух различных растворителей: гептанового растворителя и тяжелого лигроинового растворителя, содержащего 35% парафиновых соединений. Температуру смеси поддерживали при 65°С в течение 30 мин для обеспечения надлежащего времени осаждения асфальтенов. Этот способ успешно привел к осаждению асфальтенового флокулята, включающего асфальтены и твердые частицы катализатора. Для подтверждения агломерирования твердого материала вместе с осажденными асфальтенами отобрали образец флокулята для микроскопического исследования, которое показало твердые частицы катализатора, инкапсулированные в осажденном асфальтеновом флокуляте.
В следующей стадии смесь масла, растворителя, флокулянта центрифугировали в горизонтальной декантационной центрифуге первой стадии, работающей с перегрузкой от 2500 до 3000 С (где С обозначает ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2). Из центрифуги твердые вещества, состоящие из катализатора, инкапсулированного в осажденных асфальтенах, и некоторого количества жидкостей, перенесли в питающий бак для обжиговой печи в виде пасты из сгущенного стока центрифуги, тогда как большая часть жидкостей в центрифуге перешла в центрифугат. Волюметрический анализ образцов из жидкого центрифугата показал, что от 10 до 15% исходного содержания твердого вещества (катализатор и осажденные асфальтены), загруженного в центрифугу, остались в жидком центрифугате. Этот жидкий центрифугат собрали в отдельный, второй, нагреваемый бак, поддерживаемый при температуре 65°С, и разбавили дополнительным флокулирующим растворителем, если содержание твердых веществ превышало весовую концентрацию около 5%. Образцы жидкого центрифугата были получены и протестированы для определения концентрации твердых веществ. После выдерживания во втором нагреваемом баке в течение времени, достаточного для достижения желательной степени осаждения/флокуляции асфальтенов (по меньшей мере 30 мин), жидкий центрифугат перенесли в центрифугу второй стадии, которая в этом примере представляла собой вертикальную машину, работающую при перегрузке около 9000 С, в которой получили суспензию сгущенного стока с концентрацией твердого материала приблизительно от 10 до 20 вес.%, и центрифугат, состоящий из углеводородной жидкой смеси, содержащей менее чем около 2 вес.% твердого материала.
Жидкий центрифугат из центрифуги второй стадии затем обработали общеупотребительными лабораторными методами для разделения растворителя, масла и остаточных твердых компонентов. На основе производственной практики предполагается, что регенерация растворителя, масла и твердых веществ в этом аспекте изобретения будет проводиться с помощью обычных конденсаторов и выпарных установок, известных в технологии.
В реальной производственной практике и как изображено на чертеже, суспензию сгущенного стока из центрифуги второй стадии смешивают с суспензией сгущенного стока из центрифуги первой стадии в расходном баке обжиговой печи. Однако в данном примере стадию объединения суспензии сгущенного стока первой стадии и суспензии сгущенного стока второй стадии опустили, поскольку это не было критически важным для подтверждения применимости настоящего изобретения. Соответственно этому только суспензионную смесь из центрифуги первой стадии поместили в сушильную установку, которая в этом примере представляла собой вращающуюся обжиговую печь с наружным отоплением, и затем высушили путем кальцинирования в обжиговой печи в бескислородной атмосфере под слоем азота при температуре между приблизительно 350 и 550°С, в течение минимального времени пребывания приблизительно 45 мин. Такая высокая температура процесса обусловливает разрушение асфальтенов, приводя к образованию закоксованного твердого материала и потока паров углеводородов.
В процессе кальцинирования некоторая часть растворителя, легкая фракция углеводородной жидкости и головные погоны расщепленных асфальтенов испаряются и отделяются от катализатора в форме смеси паров, которая также содержит захваченный твердый материал, который был распылен в тонкий порошок. Эту парообразную смесь растворителя, легкой углеводородной фракции и захваченных пыле
- 5 016272 видных твердых веществ пропустили из обжиговой печи в обычную систему конденсаторов для извлечения растворителя и твердых веществ.
Оставшуюся часть фракционированных асфальтенов и тяжелую фракцию углеводородных жидкостей кальцинировали и термически преобразовали в кокс и инкапсулированный твердый материал, получив, в данном примере, закоксованный катализатор.
Закоксованный катализатор удалили из обжиговой печи при температуре приблизительно 350°С и в этом примере пропустили через вращающийся охладитель с наружным водяным охлаждением перед помещением в барабаны для хранения, чтобы держать для последующей обработки и подготовки к процессам извлечения металлов. В реальной производственной практике предполагается, что закоксованный катализатор будет удален из обжиговой печи и затем немедленно перенесен в бак для гашения водой, чтобы разрушить агломераты закоксованного твердого материала и создать водную суспензию. Водная суспензия может быть затем перенесена в вертикальную размалывающую установку, разбавлена до содержания примерно 50 вес.% твердых веществ и размолота до конечного размера частиц приблизительно 16 мкм. Закоксованный материал, будучи удаленным из обжиговой печи в данном примере, был предельно тонкодисперсным и потребовал небольших усилий для размалывания до конечного размера частиц около 16 мкм для целей выщелачивания. Размалывание закоксованного материала проводили в дисковой мельнице, в присутствии керамических измельчительных шариков, в которую добавляли воду для получения закоксованного твердого вещества с весовой концентрацией, варьирующей от около 40 до 55%. Массовое отношение закоксованного твердого материала к керамическим измельчительным шарикам было приблизительно 1:1. В этом примере конечный продукт представлял собой суспензию из воды, катализатора и кокса, имеющую диаметр частиц около 16 мкм. Дополнительно частичные испытания на выщелачивание, проведенные во время процесса размалывания, включающего добавление эффективного количества аммиака, показали, что инициирование извлечения металлов может быть реализовано уже на этой стадии.
Claims (35)
1. Способ отделения дисперсного твердого материала от углеводородной жидкости, включающий следующие стадии:
a) получают отводимую суспензию, содержащую углеводородную жидкость и твердый материал,
b) охлаждают отводимую суспензию,
c) смешивают отводимую суспензию с флокулянтом и образовывают первую смесь, содержащую углеводородную жидкость, первый растворитель и флокулят, содержащий твердый материал,
ά) отделяют первую смесь в первой центрифуге с образованием второй смеси и третьей смеси, в которых вторая смесь содержит флокулят с низкой концентрацией, и третья смесь содержит флокулят с высокой концентрацией,
е) разделяют вторую смесь по меньшей мере в одной второй центрифуге с образованием четвертой смеси, содержащей первый растворитель и углеводородную жидкость, и пятой смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией,
I) объединяют третью смесь и пятую смесь в расходном баке с образованием конечной смеси, содержащей флокулят с высокой концентрацией, первый растворитель с низкой концентрацией и углеводородную жидкость с низкой концентрацией,
д) высушивают конечную смесь в сушильном устройстве с образованием смеси паров углеводородов и закоксованного материала, в которой пары углеводородов содержат растворитель, легкую фракцию углеводородной жидкости и захваченные количества твердого материала, и в котором закоксованный материал включает твердый материал и тяжелую фракцию углеводородной жидкости,
II) выводят смесь паров углеводородов из сушильного устройства и разделяют захваченные количества твердого материала, растворителя и легкой фракции углеводородной жидкости с помощью системы из одного или более конденсаторов и одной или более разделительных колонн,
ί) извлекают закоксованный материал из сушильного устройства.
2. Способ по п.1, в котором твердый материал содержит катализатор.
3. Способ по п.2, в котором катализатор содержит основное количество отработанного катализатора и небольшое количество активного катализатора.
4. Способ по п.1, в котором первый растворитель представляет собой флокулянт для асфальтенов и его выбирают из группы, состоящей из лигроина, тяжелого лигроина, легкого лигроина, гексана и гептана.
5. Способ по п.4, в котором первый растворитель выбирают для способствования осаждению асфальтенов.
6. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно добавляют отводимую суспензию в один или более смесительных баков.
7. Способ по п.6, в котором один или более смесительных баков соединены со средствами контроля температуры отводимой суспензии.
- 6 016272
8. Способ по п.1, в котором первая центрифуга представляет собой горизонтальную декантационную центрифугу, и вторая центрифуга представляет собой вертикальную центрифугу.
9. Способ по п.1, в котором флокулят в стадии с) представляет собой асфальтен.
10. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно смешивают отводимую суспензию и первый растворитель в течение периода времени, достаточного для обеспечения формирования флокулята.
11. Способ по п.10, в котором период времени составляет от около 15 мин до 1 ч.
12. Способ по п.10, в котором период времени составляет от около 15 до 30 мин.
13. Способ по п.10, в котором период времени составляет около 30 мин.
14. Способ по п.1, в котором первая смесь стадии с) включает массовое отношение растворителя к отводимой суспензии от около 3:1 до около 1:3.
15. Способ по п.14, в котором первая смесь стадии с) включает массовое отношение растворителя к отводимой суспензии от около 2:1 до около 1:2.
16. Способ по п.15, в котором массовое отношение отводимой суспензии к растворителю составляет около 1:1.
17. Способ по п.1, в котором первую смесь поддерживают при температуре между около 55 и 75°С.
18. Способ по п.16, в котором первую смесь поддерживают при температуре около 65°С.
19. Способ по п.1, в котором сушильное устройство стадии д) выбирают из группы, состоящей из обжиговой печи с наружным отоплением и вращающейся обжиговой печи с наружным отоплением, сушилки с наружным обогревом, вращающейся сушилки с наружным обогревом, вакуумной сушилки и установки Р1ехюокег.
20. Способ по п.1, в котором дополнительно добавляют твердый материал из стадии 11) к отводимой суспензии в стадии а).
21. Способ по п.1, в котором на стадии ί) дополнительно гасят закоксованный твердый материал в резервуаре для гашения водой с образованием водной суспензии закоксованного твердого материала.
22. Способ по п.21, который дополнительно включает размалывание водной суспензии закоксованного материала в подходящей размалывающей установке, в результате чего сокращают размер частиц закоксованного твердого материала до уровня от около 10 до 60 мкм.
23. Способ по п.22, в котором размер частиц закоксованного твердого материала сокращают до уровня от около 10 до 40 мкм.
24. Способ по п.23, в котором размер частиц закоксованного твердого материала сокращают до уровня от около 15 до 20 мкм.
25. Способ по п.1, в котором на стадии д) дополнительно кальцинируют конечную смесь в атмосфере, выбранной из группы, состоящей из инертной атмосферы и вакуумированной атмосферы.
26. Способ по п.25, в котором инертная атмосфера представляет собой азотную атмосферу.
27. Способ по п.26, в котором дополнительно кальцинируют конечную смесь в обжиговой печи при температуре от около 350 до 550°С.
28. Способ по п.1, в котором отводимая суспензия включает по меньшей мере 2,5 вес.% асфальтена.
29. Способ по п.1, в котором на стадии с) дополнительно добавляют тяжелую углеводородную жидкость к отводимой суспензии в количестве, достаточном для повышения содержания асфальтенов в отводимой суспензии по меньшей мере до 2,5 вес.%.
30. Способ по п.29, в котором тяжелую углеводородную жидкость выбирают из группы, состоящей из вакуумного газойля, тяжелой сырой нефти, термостойких тяжелых дистиллятов, масел, декантированных в процессе жидкостного каталитического крекинга (ТСС), и смазочных масел.
31. Способ по п.2, в котором катализатор представляет собой суспензионный катализатор, выбираемый из группы, состоящей из суспензионных катализаторов на основе сульфидов металлов νίΒ группы и суспензионных катализаторов на основе сульфидов металлов νίΒ группы, промотированных металлом VIII группы.
32. Способ по п.1, в котором стадия а) дополнительно включает получение отводимой суспензии из реакторного резервуара.
33. Способ по п.32, в котором реакторный резервуар выбирают из группы, состоящей из реакторов для гидрокрекинга, реакторов для гидрообработки, реакторов с кипящим слоем, реакторов типа барботажной колонны и суспензионных реакторов.
34. Способ по п.22, в котором дополнительно добавляют эффективное количество химиката для выщелачивания металлов к водной суспензии закоксованного твердого материала и поддерживают при этом температуру при около 98°С.
35. Способ по п.22, в котором химикат для выщелачивания металлов представляет собой аммиак.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/618,244 US7674369B2 (en) | 2006-12-29 | 2006-12-29 | Process for recovering ultrafine solids from a hydrocarbon liquid |
PCT/US2007/087518 WO2008082911A1 (en) | 2006-12-29 | 2007-12-14 | A process for recovering ultrafine solids from a hydrocarbon liquid |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200970659A1 EA200970659A1 (ru) | 2010-02-26 |
EA016272B1 true EA016272B1 (ru) | 2012-03-30 |
Family
ID=39582356
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200970659A EA016272B1 (ru) | 2006-12-29 | 2007-12-14 | Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7674369B2 (ru) |
EP (1) | EP2111273A4 (ru) |
JP (1) | JP5453108B2 (ru) |
KR (1) | KR101505695B1 (ru) |
CN (1) | CN101583405B (ru) |
BR (1) | BRPI0720629A2 (ru) |
CA (1) | CA2673643C (ru) |
EA (1) | EA016272B1 (ru) |
WO (1) | WO2008082911A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2624864C1 (ru) * | 2016-09-21 | 2017-07-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ переработки мазута и тяжелого нефтяного сырья в дистиллятные фракции |
Families Citing this family (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7790646B2 (en) | 2007-12-20 | 2010-09-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Conversion of fine catalyst into coke-like material |
US8080155B2 (en) * | 2007-12-20 | 2011-12-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst |
US8765622B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-07-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
US7837864B2 (en) | 2007-12-20 | 2010-11-23 | Chevron U. S. A. Inc. | Process for extracting bitumen using light oil |
US8722556B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
US9290826B2 (en) * | 2007-12-20 | 2016-03-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst |
US20090023965A1 (en) | 2008-05-01 | 2009-01-22 | Intevep, S.A. | Dispersed metal sulfide-based catalysts |
US8080154B2 (en) * | 2008-12-30 | 2011-12-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst |
US8178461B2 (en) * | 2008-12-30 | 2012-05-15 | Chevron U.S.A. Inc | Thermal treatment processes for spent hydroprocessing catalyst |
US8114802B2 (en) * | 2008-12-30 | 2012-02-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst |
US20100163499A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-01 | Odueyungbo Seyi A | Optimizing solid / liquid separation with solvent addition |
FR2958657B1 (fr) | 2010-04-13 | 2012-05-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydroconversion de charges petrolieres via une technologie en slurry permettant la recuperation des metaux du catalyseur et de la charge mettant en oeuvre une etape de cokefaction. |
FR2958656B1 (fr) | 2010-04-13 | 2012-05-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydroconversion de charges petrolieres via une technologie en slurry permettant la recuperation des metaux du catalyseur et de la charge mettant en oeuvre une etape d'extraction. |
US8636967B2 (en) * | 2010-01-21 | 2014-01-28 | Intevep, S.A. | Metal recovery from hydroconverted heavy effluent |
US9168506B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-10-27 | Intevep, S.A. | Additive for hydroconversion process and method for making and using same |
GB2478332A (en) | 2010-03-04 | 2011-09-07 | Grimley Smith Associates | Method of metals recovery from refinery residues |
WO2011137227A1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-11-03 | The Regents Of The University Of Colorado, A Body Corporate | High flux sapo-34 membranes for co2/ch4 separation and template removal method |
US8575061B2 (en) | 2010-11-11 | 2013-11-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
US9168519B2 (en) | 2010-11-11 | 2015-10-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
JP5797766B2 (ja) | 2010-11-11 | 2015-10-21 | シェブロン ユー.エス.エー. インコーポレイテッド | 水素化変換多金属触媒及びその作製方法 |
US8586500B2 (en) | 2010-11-11 | 2013-11-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
US8575062B2 (en) | 2010-11-11 | 2013-11-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
US8658558B2 (en) | 2010-11-11 | 2014-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
JP5745960B2 (ja) * | 2011-07-11 | 2015-07-08 | 出光興産株式会社 | 重質油中の金属及び金属含有触媒の定量方法 |
SG11201501635QA (en) | 2012-09-05 | 2015-04-29 | Chevron Usa Inc | Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof |
US8815185B1 (en) | 2013-03-04 | 2014-08-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals |
US9127216B2 (en) | 2013-05-07 | 2015-09-08 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling a deashed pitch |
US9834730B2 (en) | 2014-01-23 | 2017-12-05 | Ecolab Usa Inc. | Use of emulsion polymers to flocculate solids in organic liquids |
US9771524B2 (en) | 2014-06-13 | 2017-09-26 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method and apparatus for improving a hydrocarbon feed |
WO2015191236A1 (en) | 2014-06-13 | 2015-12-17 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon upgrading |
US20160137930A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-19 | Uop Llc | Slurry hydrocracking process using spent hydroprocessing catalyst |
WO2016081115A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separation of asphaltenes using a flocculating agent |
WO2016099787A1 (en) | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Methods and systems for treating a hydrocarbon feed |
ITUB20159304A1 (it) * | 2015-12-22 | 2017-06-22 | Eni Spa | Procedimento per il trattamento di correnti di spurgo da raffineria. |
CN108328761B (zh) * | 2017-08-29 | 2023-08-29 | 华东理工大学 | Mto水洗水工艺连续运行周期延长的方法及装置 |
US20190233746A1 (en) * | 2018-01-31 | 2019-08-01 | Uop Llc | Process and apparatus for deasphalting and pitch conversion |
CN108587678B (zh) * | 2018-04-12 | 2020-09-11 | 深圳市广昌达石油添加剂有限公司 | 催化裂化油浆沉降剂和油浆中的催化剂颗粒的脱除方法 |
US11499103B2 (en) | 2018-09-25 | 2022-11-15 | Eni S.P.A. | Process for the hydroconversion of heavy oil products with recycling |
IT201800020818A1 (it) | 2018-12-21 | 2020-06-21 | Eni Spa | Procedimento di idroconversione di miscele di polimeri |
MX2021013293A (es) * | 2019-05-09 | 2021-12-10 | Arq Ip Ltd | Procesos de uso de carbon purificado para mejorar componentes de procesos de refinacion en la fabricacion de coque de petroleo. |
US11713420B2 (en) * | 2020-01-06 | 2023-08-01 | Petroteq Energy, Inc. | System and method for extracting liquid and solid hydrocarbons and their derivatives |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4411874A (en) * | 1982-04-29 | 1983-10-25 | Sca Services, Inc. | Detoxification of spent antimony halide catalyst and recovery of antimony values |
US5420088A (en) * | 1993-01-26 | 1995-05-30 | Battelle Memorial Institute | Electrochemical catalyst recovery method |
US5424263A (en) * | 1993-04-23 | 1995-06-13 | Quantum Chemical Corporation | Supported polymerization catalyst |
US20030098262A1 (en) * | 2000-01-24 | 2003-05-29 | Rendall John S. | Supercritical hydro extraction of kerogen and aqueous extraction of alumina and soda ASH with a residue for portland cement production |
US20060272982A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-12-07 | Eni S.P.A. | Process for the conversion of heavy charge stocks such as heavy crude oils and distillation residues |
Family Cites Families (81)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2313940A (en) | 1941-01-14 | 1943-03-16 | Vickers Petroleum Co Of Delawa | Catalytic cracking and reclamation of catalysts |
US2521757A (en) | 1945-12-15 | 1950-09-12 | Houdry Process Corp | Conversion of heavy hydrocarbon materials |
US3455677A (en) | 1967-04-27 | 1969-07-15 | Union Carbide Corp | Process for recovering copper and molybdenum from ore concentrates |
US3763303A (en) | 1971-12-13 | 1973-10-02 | American Metal Climax Inc | Recovery of molybdenum from spent catalyst |
US3903241A (en) | 1973-10-10 | 1975-09-02 | Universal Oil Prod Co | Hydrometallurgical recovery of nickel values from laterites |
DE2504488C2 (de) | 1975-02-04 | 1985-06-13 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zum Abtrennen der Feststoffe aus staubhaltigen hochsiedenden Kohlenwasserstoffen |
US4013516A (en) * | 1975-03-13 | 1977-03-22 | Hanover Research Corporation | Apparatus and process for the pyrolysis of waste solids concentrates |
US4145397A (en) | 1976-08-06 | 1979-03-20 | Marubeni Corporation | Process for recovering molybdenum, vanadium, cobalt and nickel from roasted products of used catalysts from hydrotreatment desulfurization of petroleum |
JPS593936B2 (ja) | 1977-01-20 | 1984-01-26 | 千代田化工建設株式会社 | 廃触媒に堆積したパナジウムおよびニツケルを回収する方法 |
US4131455A (en) | 1977-12-09 | 1978-12-26 | Gaf Corporation | Silver recovery |
DE2900426A1 (de) | 1978-01-10 | 1979-07-12 | Inst Francais Du Petrol | Verfahren zur umwandlung von ammonium- imidodisulfat, ammoniumsulfamat und ammoniumdithionat in schwefeldioxid und ammoniak |
US4470900A (en) * | 1978-10-31 | 1984-09-11 | Hri, Inc. | Solids precipitation and polymerization of asphaltenes in coal-derived liquids |
US4374100A (en) | 1981-03-18 | 1983-02-15 | Amax Inc. | Recovery and recycle of molybdenum values from coal liquefaction residue |
US4417972A (en) | 1981-11-04 | 1983-11-29 | Exxon Research And Engineering Co. | Recovery of coal liquefaction catalysts |
US4434043A (en) | 1982-06-01 | 1984-02-28 | Exxon Research And Engineering Co. | Recovery of catalyst from coal liquefaction residues |
CA1212242A (en) | 1982-07-27 | 1986-10-07 | Donald R. Weir | Recovery of zinc from zinc-containing sulphidic material |
US4500495A (en) | 1982-09-24 | 1985-02-19 | Chevron Research Company | Recovering metals from spent hydroprocessing catalysts |
US4432953A (en) | 1982-09-24 | 1984-02-21 | Chevron Research Company | Leaching cobalt from spent hydroprocessing catalysts with sulfur dioxide |
US4409190A (en) | 1982-09-24 | 1983-10-11 | Chevron Research Company | Extracting cobalt from spent hydroprocessing catalysts with cyanide |
US4541868A (en) | 1983-07-22 | 1985-09-17 | California Nickel Corporation | Recovery of nickel and cobalt by controlled sulfuric acid leaching |
US4557821A (en) | 1983-08-29 | 1985-12-10 | Gulf Research & Development Company | Heavy oil hydroprocessing |
US5178749A (en) | 1983-08-29 | 1993-01-12 | Chevron Research And Technology Company | Catalytic process for treating heavy oils |
US4824821A (en) | 1983-08-29 | 1989-04-25 | Chevron Research Company | Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal |
US5094991A (en) | 1983-08-29 | 1992-03-10 | Chevron Research Company | Slurry catalyst for hydroprocessing heavy and refractory oils |
US5162282A (en) | 1983-08-29 | 1992-11-10 | Chevron Research And Technology Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
US5164075A (en) | 1983-08-29 | 1992-11-17 | Chevron Research & Technology Company | High activity slurry catalyst |
US5484755A (en) | 1983-08-29 | 1996-01-16 | Lopez; Jaime | Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst |
US4762812A (en) * | 1983-08-29 | 1988-08-09 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocess including recovery of molybdenum catalyst |
US4970190A (en) | 1983-08-29 | 1990-11-13 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
US4857496A (en) | 1983-08-29 | 1989-08-15 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst |
US4710486A (en) | 1983-08-29 | 1987-12-01 | Chevron Research Company | Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst |
US4548700A (en) | 1983-12-14 | 1985-10-22 | Exxon Research And Engineering Co. | Hydroconversion process |
US4554138A (en) | 1984-10-30 | 1985-11-19 | Chevron Research Company | Leaching metals from spent hydroprocessing catalysts with ammonium sulfate |
US4732664A (en) | 1984-11-26 | 1988-03-22 | Intevep, S.A. | Process for solid separation from hydroprocessing liquid product |
US4661265A (en) | 1985-09-30 | 1987-04-28 | Amoco Corporation | Catalyst deoiling process |
US4900522A (en) | 1986-07-22 | 1990-02-13 | Amax Inc. | Separation of nickel and cobalt from sulfate solutions by solvent extraction |
US4861565A (en) | 1987-01-27 | 1989-08-29 | The Hall Chemical Company | Method of separately recovering metal values of petroleum refining catalyst |
US4778605A (en) | 1987-04-29 | 1988-10-18 | Phillips Petroleum Company | Method for removing liquid from a liquid-solids mixture |
JPH01131297A (ja) * | 1987-08-03 | 1989-05-24 | Res Assoc Petroleum Alternat Dev<Rapad> | 重質油の処理方法 |
US4952306A (en) * | 1989-09-22 | 1990-08-28 | Exxon Research And Engineering Company | Slurry hydroprocessing process |
US5099047A (en) | 1989-11-17 | 1992-03-24 | Mitsubishi Kasei Corporation | Method for recovering a group viii metal solid complex and hydroformylation method |
US5232577A (en) | 1990-08-14 | 1993-08-03 | Chevron Research And Technology Company | Hydrocracking process with polycyclic aromatic dimer removal |
US5246570A (en) | 1992-04-09 | 1993-09-21 | Amoco Corporation | Coal liquefaction process using soluble molybdenum-containing organophosphorodithioate catalyst |
US5294329A (en) | 1992-06-02 | 1994-03-15 | Chevron Research And Technology Company | Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing |
US5298152A (en) | 1992-06-02 | 1994-03-29 | Chevron Research And Technology Company | Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing |
JPH06228666A (ja) | 1992-10-29 | 1994-08-16 | Catalysts & Chem Ind Co Ltd | 廃水素化処理触媒からの金属の分離回収方法 |
JP2985647B2 (ja) | 1993-02-26 | 1999-12-06 | 住友金属鉱山株式会社 | 使用済み触媒の溶解方法 |
DK171701B1 (da) | 1993-07-06 | 1997-04-01 | Topsoe Haldor As | Fremgangsmåde til genvinding af brugt syrekatalysator fra alkylering af carbonhydrider |
US5505857A (en) | 1994-01-13 | 1996-04-09 | Buckman Laboratories International, Inc. | Process for the treatment of metal-containing water and recovery of metals therefrom |
US5573556A (en) | 1994-11-03 | 1996-11-12 | Exxon Research And Engineering Company | Conversion of solid carbonaceous material using polyoxoanions |
US5935418A (en) | 1997-08-29 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Slurry hydroprocessing |
US6153155A (en) | 1997-12-31 | 2000-11-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of the transition metal component of catalyst used in heavy feed hydroconversion |
ITMI980865A1 (it) * | 1998-04-23 | 1999-10-23 | Eniricerche S P A Ora Enitecno | Procedimento per la preparazione di idrocarburi da gas di sintesi |
CN1187460C (zh) | 1998-05-08 | 2005-02-02 | 壳牌石油公司 | 通过碱浸法从废催化剂中回收金属的方法 |
WO2000039251A1 (en) * | 1998-12-23 | 2000-07-06 | Texaco Development Corporation | Filtration of feed to integration of solvent deasphalting and gasification |
US6187172B1 (en) * | 1999-05-24 | 2001-02-13 | Marathon Oil Company | Viscosity reduction of crude oils and residuums |
US6511937B1 (en) | 1999-10-12 | 2003-01-28 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Combination slurry hydroconversion plus solvent deasphalting process for heavy oil upgrading wherein slurry catalyst is derived from solvent deasphalted rock |
WO2001094009A1 (fr) | 2000-06-08 | 2001-12-13 | Japan Energy Corporation | Procede de preparation d'un catalyseur utilise dans le raffinage par hydrogenation et procede de recuperation de metal |
JP4788023B2 (ja) | 2000-06-27 | 2011-10-05 | 三菱瓦斯化学株式会社 | 液相酸化反応母液からの触媒成分の回収方法 |
ATE348075T1 (de) | 2000-07-06 | 2007-01-15 | Haldor Topsoe As | Rückgewinnung des ammoniaksynthesekatalysators |
AU2001295097A1 (en) | 2000-08-29 | 2002-03-13 | Sasol Technology (Pty) Ltd. | Selective recovery of aluminium, cobalt and platinum values from a spent catalyst composition |
DE60225161D1 (de) | 2001-09-13 | 2008-04-03 | Intec Ltd | Zinkgewinnungsverfahren |
US6733564B1 (en) | 2002-03-13 | 2004-05-11 | Council Of Scientific And Industrial Research | Process for recovery of nickel from spent catalyst |
PT1537247E (pt) | 2002-07-08 | 2007-12-17 | Engelhard Corp | Remoção de compostos metálicos |
US7498007B2 (en) | 2002-07-18 | 2009-03-03 | Benjamin Scharifker | Process to recover vanadium contained in acid solutions |
US7033480B2 (en) | 2002-09-06 | 2006-04-25 | Placer Dome Technical Services Limited | Process for recovering platinum group metals from material containing base metals |
US7067090B2 (en) | 2002-10-25 | 2006-06-27 | South Dakota School Of Mines And Technology | Recovery of platinum group metals |
GB0227081D0 (en) * | 2002-11-20 | 2002-12-24 | Exxonmobil Res & Eng Co | Methods for preparing catalysts |
JP3703813B2 (ja) | 2003-04-25 | 2005-10-05 | 有限会社ワイエスケイテクノシステム | 有価金属の分離回収方法 |
US7473406B2 (en) | 2003-05-30 | 2009-01-06 | Council Of Scientific And Industrial Research | Process for recovery of palladium from spent catalyst |
WO2005028106A1 (en) | 2003-09-17 | 2005-03-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and catalyst for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon feedstock |
CA2478516C (en) | 2003-09-30 | 2007-12-11 | Jaguar Nickel Inc. | A process for the recovery of value metals from base metal sulfide ores |
ITMI20032207A1 (it) | 2003-11-14 | 2005-05-15 | Enitecnologie Spa | Procedimento integrato per la conversione di cariche contenenti carbone in prodotti liquidi. |
US20050109674A1 (en) | 2003-11-20 | 2005-05-26 | Advanced Refining Technologies Llc | Hydroconversion catalysts and methods of making and using same |
CN1219570C (zh) * | 2004-03-19 | 2005-09-21 | 中国科学院山西煤炭化学研究所 | 浆态床费托合成废铁基催化剂与重质烃的分离回收方法 |
CA2576822A1 (en) | 2004-08-06 | 2006-02-16 | Analytical Biological Services, Inc. | Method for detecting a plurality of different species |
US6974842B1 (en) | 2004-11-22 | 2005-12-13 | Conocophillips Company | Process for catalyst recovery from a slurry containing residual hydrocarbons |
US7375143B2 (en) | 2004-11-22 | 2008-05-20 | Conocophillips Company | Catalyst recover from a slurry |
US7485267B2 (en) | 2005-07-29 | 2009-02-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for metals recovery from spent catalyst |
CN1319635C (zh) * | 2005-09-12 | 2007-06-06 | 南京工业大学 | 浆态床反应器制合成油催化剂分离工艺 |
US7892505B2 (en) | 2005-10-29 | 2011-02-22 | Royal Silver Company (Panama) S.A. | Hydrometallurgical process for the treatment of metal-bearing sulfide mineral concentrates |
-
2006
- 2006-12-29 US US11/618,244 patent/US7674369B2/en active Active
-
2007
- 2007-12-14 WO PCT/US2007/087518 patent/WO2008082911A1/en active Application Filing
- 2007-12-14 EA EA200970659A patent/EA016272B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-12-14 CA CA2673643A patent/CA2673643C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-14 KR KR1020097014686A patent/KR101505695B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2007-12-14 JP JP2009544168A patent/JP5453108B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-14 EP EP20070869263 patent/EP2111273A4/en not_active Withdrawn
- 2007-12-14 CN CN2007800501520A patent/CN101583405B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-14 BR BRPI0720629-1A patent/BRPI0720629A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-01-21 US US12/691,422 patent/US7955497B2/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4411874A (en) * | 1982-04-29 | 1983-10-25 | Sca Services, Inc. | Detoxification of spent antimony halide catalyst and recovery of antimony values |
US5420088A (en) * | 1993-01-26 | 1995-05-30 | Battelle Memorial Institute | Electrochemical catalyst recovery method |
US5424263A (en) * | 1993-04-23 | 1995-06-13 | Quantum Chemical Corporation | Supported polymerization catalyst |
US20030098262A1 (en) * | 2000-01-24 | 2003-05-29 | Rendall John S. | Supercritical hydro extraction of kerogen and aqueous extraction of alumina and soda ASH with a residue for portland cement production |
US20060272982A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-12-07 | Eni S.P.A. | Process for the conversion of heavy charge stocks such as heavy crude oils and distillation residues |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2624864C1 (ru) * | 2016-09-21 | 2017-07-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ переработки мазута и тяжелого нефтяного сырья в дистиллятные фракции |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7955497B2 (en) | 2011-06-07 |
JP5453108B2 (ja) | 2014-03-26 |
JP2010514557A (ja) | 2010-05-06 |
US20080156700A1 (en) | 2008-07-03 |
EA200970659A1 (ru) | 2010-02-26 |
EP2111273A4 (en) | 2014-05-07 |
BRPI0720629A2 (pt) | 2014-03-25 |
US7674369B2 (en) | 2010-03-09 |
US20100122938A1 (en) | 2010-05-20 |
CA2673643C (en) | 2015-11-24 |
CN101583405A (zh) | 2009-11-18 |
CN101583405B (zh) | 2012-12-19 |
WO2008082911A1 (en) | 2008-07-10 |
KR20090095646A (ko) | 2009-09-09 |
EP2111273A1 (en) | 2009-10-28 |
CA2673643A1 (en) | 2008-07-10 |
KR101505695B1 (ko) | 2015-03-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA016272B1 (ru) | Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости | |
JP5232833B2 (ja) | 水素化分解された重質排出物から金属を回収する金属回収法 | |
US4525267A (en) | Process for hydrocracking hydrocarbons with hydrotreatment-regeneration of spent catalyst | |
RU2552617C2 (ru) | Способ извлечения металлов из потока, обогащенного углеводородами и углеродсодержащими остатками | |
JPH05200313A (ja) | 風ひによる使用済み触媒粒子からの活性触媒粒子の分離方法 | |
JPH05192591A (ja) | アルミナ担持水素化処理用廃触媒の再活性化方法 | |
CA2369288A1 (en) | Rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks | |
JPH01131297A (ja) | 重質油の処理方法 | |
RU2744853C1 (ru) | Способ физического разделения отходящих потоков нефтепереработки | |
FI129867B (en) | A method for reducing fouling in catalytic cracking | |
CA3029800C (en) | Method and apparatus for producing hydrocracked oil | |
Visaliev et al. | Recirculation and Regeneration of Molybdenum-Containing Ultradispersed Catalysts in the Hydroconversion Processes of Carbon-Containing Raw Materials: A Review | |
US2937138A (en) | Apparatus and process for hydrofining hydrocarbons | |
Shpirt et al. | Principles of the production of valuable metal compounds from fossil fuels | |
US2891005A (en) | Removal of metal contaminants from high boiling oils | |
CN115820333B (zh) | 一种废润滑油泥的资源化回收利用方法 | |
JPS59150540A (ja) | 劣化した流動接触分解触媒の脱金属再生方法 | |
CN113981249A (zh) | 一种从废催化剂中回收钒的方法 | |
JPH03115488A (ja) | 重質油の水素化処理方法 | |
JPS5826390B2 (ja) | 炭化水素油の水素化処理方法 | |
Habib et al. | Reuse of Hydrotreating Spent Catalyst | |
GB2182947A (en) | A two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process | |
GB2122638A (en) | Two-stage treatment process for shale oil containing shale solids and metals |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |