EA020738B1 - Способ предварительной обработки интегрированной катализаторной суспензии без подложки - Google Patents

Способ предварительной обработки интегрированной катализаторной суспензии без подложки Download PDF

Info

Publication number
EA020738B1
EA020738B1 EA200970545A EA200970545A EA020738B1 EA 020738 B1 EA020738 B1 EA 020738B1 EA 200970545 A EA200970545 A EA 200970545A EA 200970545 A EA200970545 A EA 200970545A EA 020738 B1 EA020738 B1 EA 020738B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
suspension
hydrotreating
hydrogen
catalyst
Prior art date
Application number
EA200970545A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970545A1 (ru
Inventor
Брюс Э. Рейнолдс
Аксел Брайт
Original Assignee
Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. filed Critical Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Publication of EA200970545A1 publication Critical patent/EA200970545A1/ru
Publication of EA020738B1 publication Critical patent/EA020738B1/ru

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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/14—Hydrocarbons
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/883—Molybdenum and nickel
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04—Sulfides
    • B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B01J27/051—Molybdenum
    • B01J27/0515—Molybdenum with iron group metals or platinum group metals
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/28—Regeneration or reactivation
    • B01J27/30—Regeneration or reactivation of catalysts comprising compounds of sulfur, selenium or tellurium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
    • B01J38/68—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended including substantial dissolution or chemical precipitation of a catalyst component in the ultimate reconstitution of the catalyst
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/10—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles
    • C10G49/12—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/22—Separation of effluents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22B—PRODUCTION AND REFINING OF METALS; PRETREATMENT OF RAW MATERIALS
    • C22B23/00—Obtaining nickel or cobalt
    • C22B23/02—Obtaining nickel or cobalt by dry processes
    • C22B23/026—Obtaining nickel or cobalt by dry processes from spent catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22B—PRODUCTION AND REFINING OF METALS; PRETREATMENT OF RAW MATERIALS
    • C22B7/00—Working up raw materials other than ores, e.g. scrap, to produce non-ferrous metals and compounds thereof; Methods of a general interest or applied to the winning of more than two metals
    • C22B7/009—General processes for recovering metals or metallic compounds from spent catalysts
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P10/00—Technologies related to metal processing
    • Y02P10/20—Recycling

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Способ гидроочистки суспензии, включающий в себя предварительную обработку катализаторной суспензии для улучшения активности в установке гидроочистки вакуумного остатка. Предварительная обработка катализаторной суспензии повышает ее температуру, таким образом уменьшая ударную нагрузку, получаемую катализаторной суспензией при входе в реактор.

Description

Изобретение касается способа гидроочистки суспензии, включающего предварительную подготовку катализаторной суспензии для улучшения технологического способа в блоках гидроочистки вакуумного остатка.
Уровень техники
Составы катализаторной суспензии, средства для их приготовления и их использование в гидроочистке тяжелых исходных продуктов известны в области техники нефтепереработки. Некоторые примеры рассматриваются ниже.
Патент США № 4710486 раскрывает способ приготовления диспергированного металлсульфидного катализатора соединения сульфида металла группы νίΒ гидроочистки масла. Стадии способа включают в себя реакцию водного раствора аммиака и соединения металла, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, для образования водорастворимого кислородсодержащего соединения, такого как молибденовокислый аммоний или вольфрамовокислый аммоний.
Патент США № 4970190 описывает способ приготовления диспергированного сульфидного катализатора металла группы νίΒ для использования в гидроочистке нефтяного масла. Этот катализатор активируется соединением металла группы νίίί. Стадии способа включают в себя растворение соединения металла группы νίΒ, такого как оксид молибдена или оксид вольфрама, с аммиаком для образования водорастворимого соединения, такого как водосодержащий молибденовокислый аммоний или водосодержащий вольфрамовокислый аммоний.
Способы гидроочистки суспензии часто происходят при температурах более высоких, чем те, при которых суспензии, содержащие катализаторы, синтезируются и хранятся. Например, способ гидрокрекинга суспензии в патенте США № 20060054533 обычно проходит при температуре не менее 800°Р (не менее 427°С) с давлением водорода от приблизительно 1500 до приблизительно 3500 фунтов/дюйм2 (от приблизительно 10342 до приблизительно 24131 кПа). Катализаторные суспензии обычно поступают в реактор (или первичный реактор, если их несколько) вакуумной установки переработки остатка при температуре приблизительно 450°Р (приблизительно 232°С) и давлении водорода приблизительно 400 фунтов/дюйм2 (приблизительно 2758 кПа). Эта разница температуры и давления создает ударную нагрузку на высокоактивную катализаторную суспензию и активизирует образование кокса. Образование кокса снижает эффективность преобразования данным катализатором.
Сущность изобретения
Изобретение описывает способ гидроочистки суспензии, в частности гидрокрекинга суспензии, в котором катализаторная суспензия проходит предварительную обработку до поступления в реактор (реакторы) способа гидроочистки суспензии вакуумного остатка. Предварительная обработка катализаторной суспензии повышает ее температуру, таким образом уменьшая ударную нагрузку, получаемую катализаторной суспензией при поступлении в реактор.
Способ согласно изобретению складывается следующим образом.
Способ гидроочистки тяжелых масел, имеющий по меньшей мере одну стадию реакции, включает следующие стадии:
(а) взаимодействие потока исходного углеводородного продукта в условиях гидроочистки суспензии водородным потоком и потоком, содержащим катализатор гидроочистки суспензии, в блоке гидроочистки суспензии вакуумного остатка и извлечение потока продукта, а также потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию гидроочистки и не преобразованный углеводородный исходный продукт;
(б) прохождение потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию гидроочистки и не преобразованный углеводородный исходный продукт, в блок обезмасливания, где он соединяется с растворителем, продукты и газы затем извлекают, а также и поток, содержащий отработанную катализаторную суспензию;
(в) прохождение потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию, в блок извлечения металлов, где он контактирует с аммониевым выщелачивающим раствором для извлечения сульфата аммония и соединений, содержащих металлы групп νίίί и νίΒ;
(г) подачу соединений, содержащих металлы групп νίίί и νίΒ, в блок синтеза катализатора, где они контактируют с аммиаком, газообразным сернистым водородом, углеводородным потоком, водородом и небольшим количеством воды, для создания активной катализаторной суспензии в масле, причем в масле, содержащем сульфат аммония;
(д) прохождение выходящего потока стадии (г) в блок предварительной обработки для повышения температуры и сокращения ударной нагрузки на катализаторную суспензию, при этом выходящий поток контактирует с водородом и разлагается на сернистый водород и аммиак, потоки которых удаляются из блока предварительной обработки;
(е) прохождение выходящего потока стадии (д), содержащего активную катализаторную суспензию, в масле в хранилище или в блок гидроочистки суспензии вакуумного остатка.
Краткое описание чертежа
На чертеже показан способ, описанный в настоящем изобретении, для гидроочистки суспензии ва- 1 020738 куумного остатка с использованием предварительно обработанной катализаторной суспензии.
Подробное описание изобретения
Поток 1, содержащий водород, поступает в блок 10 гидроочистки суспензии вакуумного остатка (УКНИ). Способы гидроочистки, которые могут применяться в настоящем изобретении, включают в себя гидрокрекинг, гидроочистку, гидрообессеривание, гидроденитрификацию и гидродеметаллизацию. Гидрокрекинг вместе с тем является предпочтительным способом. Также в блок 10 гидроочистки суспензии вакуумного остатка (УКНИ) поступает поток 2 исходного продукта (вакуумный остаток является исходным продуктом), поток 3 водорода и поток 26 катализаторной суспензии (который может быть подмешан к потоку 3, содержащему воду). Способ гидрокрекинга суспензии обычно работает при температуре по меньшей мере 800°Р (427°С) с давлением водорода от приблизительно 1500 до приблизительно 3500 фунт/дюйм2 (от приблизительно 10342 до приблизительно 24131 кПа). Катализаторная суспензия после предварительной обработки обычно поступает в реактор (или начальный реактор, если их несколько) в блоке гидроочистки вакуумного остатка при температуре приблизительно 700°Р (приблизительно 371°С) и давлении водорода приблизительно 2000 фунт/дюйм2 (приблизительно 13789 кПа).
Продукты обработки выходят из блока 10 гидроочистки суспензии вакуумного остатка (УКНИ) через поток 55. Поток 4 отработанной катализаторной суспензии, содержащий непреобразованное масло, поступает в блок 20 обезмасливания, где контактирует с растворителем (поток 6), таким как толуол или нафта, для удаления продуктов обработки и газов (поток 5). Обезмасливание включает в себя концентрацию твердой фазы и удаление жидкости, в которых можно использовать стадии фильтрования в перекрестном потоке, центрифугирования, сушки и квенчинга.
Поток 7 содержит обезмасленную отработанную катализаторную суспензию. Поток 7 поступает в блок 30 извлечения металлов (МКИ). Обогащенный воздух поступает в блок 30 извлечения металлов (МКИ) через поток 8. Поток 9 является раствором, подходящим для извлечения металлов, таким как кетоксим. Путем серии стадий экстракции растворителем и кристаллизации в блоке 30 извлечения металлов (МКИ) металлы из масляного потока извлекаются вместе с побочным продуктом сульфатом аммония (поток 27). Ванадий удаляется через поток 11 в виде ν2Ο5. Отработанный растворитель извлечения металлов удаляется через поток 12 и сточная вода удаляется через поток 13.
Металлом группы VIII, используемым в СА8Н способе, часто является никель. Никель извлекается, как поток сульфата никеля (поток 14) и пропускается в блок 40 синтеза катализатора (С8И). Часть потока сульфата никеля (поток 16) может быть отведена, чтобы контролировать количество никеля, поступающего в блок 40 синтеза катализатора (С8И). Извлеченные металлы группы VI, такие как молибден, выходят из блока извлечения металлов (МКИ) в потоке 15. Если металл является молибденом, он извлекается как поток димолибдата аммония (поток 15), который проходит в блок 40 синтеза катализатора (С8И). Легкий углеводород или вакуумный газойль (νΟΟ) (поток 17) поступает в блок 40 синтеза катализатора (С8И) с небольшим количеством воды (поток 18). Поток 19 содержит водород.
В блоке 40 синтеза катализатора (С8И) условия включают в себя температуру в пределах 80-200°Р (27-93°С), предпочтительно в пределах 100-180°Р (38-82°С) и наиболее предпочтительно в пределах 130160°Р (54-71°С). Давление находится в пределах 100-3000 фунт/дюйм2 (689-20684 кПа), предпочтительно в пределах 200-1000 фунт/дюйм2 (1379-6895 кПа) и наиболее предпочтительно 300-500 фунт/дюйм2 (2068-3447 кПа).
Ингредиенты смешиваются в блоке 40 синтеза катализатора (С8И) для формирования активной катализаторной суспензии в масле. Небольшое количество сульфата аммония, образованное сульфатом никеля, и аммиачный газ, добавленный в блок 40 синтеза катализатора (С8И), также присутствуют в этом потоке. Небольшой поток воды (поток 18) служит для поддержания небольшого количества сульфата аммония в растворе. Это предотвращает образование осадка в оборудовании. Активная катализаторная суспензия в масле (поток 21) поступает в блок 50 предварительной обработки катализатора (СРИ). Водород поступает в блок 50 предварительной обработки катализатора (СРИ) через поток 24.
Условия технологического способа блока 50 предварительной обработки катализатора (СРИ) включают в себя температуру в пределах от приблизительно 400 до приблизительно 1000°Р (от приблизительно 204 до приблизительно 538°С), предпочтительно от приблизительно 500 до приблизительно 800°Р (от приблизительно 260 до приблизительно 427°С) и наиболее предпочтительно от приблизительно 600 до приблизительно 700°Р (от приблизительно 316 до приблизительно 371°С). Давление изменяется от приблизительно 100 до приблизительно 3000 фунт/дюйм2 (от приблизительно 689 до приблизительно 20684 кПа), предпочтительно от 300 до приблизительно 2500 фунт/дюйм2 (от 2068 до приблизительно 17237 кПа) и более предпочтительно от приблизительно 500 до приблизительно 2000 фунт/дюйм2 (от приблизительно 3447 до приблизительно 13789 кПа). Уровень водорода составляет в пределах 2500-7500 станд.футов3газа/баррель (593339-1780017 л/м3), предпочтительно 5000-6000 станд.футов3газа/баррель (118668-1424014 л/м3). Предварительная обработка сульфата аммония в сероводород и аммиак требует приблизительно 2 ч. Продолжительность нахождения в блоке предварительной обработки катализатора (СРИ) для смеси, содержащей масло, суспензию и сульфат аммония, составляет от 1,5 до 3 ч, предпочтительно приблизительно 2 ч.
На каждый моль сернистого водорода, произведенного в блоке 50 предварительной обработки ката- 2 020738 лизатора (СРИ), производится 2 моль аммиака.
Блок 50 предварительной обработки катализатора (СРИ) представляет собой проточный реактор с перемешиванием (С8ТК или иначе - реактор идеального смешения). Реактор данного типа применяют для предотвращения агломерирования катализатора.
Исходным продуктом 2 остатка для переработки в способе согласно настоящему изобретению является углеводородное вещество с высокой температурой кипения, имеющее обычный интервал кипения, главным образом, выше 600°Р (выше 316°С), часто имеющее интервал точки кипения, в котором по меньшей мере 80% объема к объему подачи кипит между 600 и 1500°Р (между 316 и 816°С) или между 800 и 1450°Р (между 427 и 788°С). Исходные продукты остатка, с пользой перерабатываемые в способе согласно настоящему изобретению, могут иметь содержание асфальтенов более 500 или 1000 ч/млн и могут иметь содержание асфальтенов до 10000 ч/млн или более. Остатки исходного продукта также обычно содержат более 10 ч/млн металлов и более 0,1 мас.% серы. Считается, что металлы должны присутствовать как органометаллические соединения, но концентрация металлов, относящаяся к данному документу, рассчитывается в частях на миллион чистого металла. Загрязняющие металлы в подаче обычно включают в себя никель, ванадий и железо. Сера присутствует в виде органических серных составов, весовой процент серы рассчитывается на основе свободной серы. Типичный исходный продукт для настоящего изобретения включает в себя деасфальтированный остаток или дистиллят нефти, остатки колонны атмосферной дистилляции сырой нефти (слабо крекированная сырая нефть или остаток атмосферной колонны) или остатки колонны вакуумной дистилляции (вакуумный остаток).
Пример. Типичные свойства исходного продукта вакуумного остатка приведены ниже.
Плотность в градусах АНИ 60/60 3,9
Сера (масс.%) 5, 58
Азот (ч/млн) 5770
Никель (ч/млн) 93
Ванадий (ч/млн) 243
Углерод (масс.%) 83,57
Водород (масс.%) 10, 04
МСР.Т (масс.%) 17,2
Вязкость при 212°Г (при 100°С) (мм2/с) 3727
Пентановые асфальтены (масс.%) 13,9
Фракция кипения выше 1050°^ (выше 566°С) (масс.%) 81
Типичные условия способа, используемые для обогащения тяжелого масла, перечислены ниже.
Полное давление (фунт/дюйм2 (кПа)) 2500 (17237)
Соотношение Мо/масло (%) 1,5
Часовая объемная скорость жидкости 0,25
Температура реактора (°Г (°С)) 700-725°Г (371-385°С
Расход газа Н2 (станд.фут3/баррель (л/м3) ) 7500 (1780017)
Две партии потоков катализаторной суспензии, полученные, как описано выше, направлены в установку гидрокрекинга вакуумного остатка (УКНИ) для использования в качестве катализатора. Первая партия посылается в установку гидрокрекинга вакуумного остатка (УКНИ) напрямую из блока синтеза катализатора или из хранилища без предварительной обработки.
Вторая партия была предварительно обработана в водороде, как показано на чертеже, до поступления в установку гидрокрекинга вакуумного остатка (УКНИ).
Наглядное сравнение показателей работы установки гидрокрекинга вакуумного остатка (УКНИ) с обработанной катализаторной суспензией и необработанной катализаторной суспензией, представлены ниже:
- 3 020738
Без предварительной обработки С предварительной обработкой
Гидроденитрификация: 80, 5% 89, 4%
Гидродеметаллизация: 97,2 98,6
Преобразование
фракции 1000Г+ 96, 5 99, 1
Преобразование
фракции 650Г+ 69, 8 74,1
Преобразование
фракции 800Г+ 88,3 91,8
Улучшение приблизительно эквивалентно увеличению дозировки свежего катализатора в установке гидрокрекинга вакуумного остатка (УКНИ) на 30%.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ гидроочистки тяжелых масел, где указанный способ содержит по меньшей мере одну стадию реакции гидроочистки для гидроочистки тяжелых масел и использует активную катализаторную суспензию, включающий предварительную обработку активной катализаторной суспензии водородом в блоке предварительной обработки перед ее подачей на стадию реакции для увеличения температуры и уменьшения ударной нагрузки на активную катализаторную суспензию, увеличивая таким образом конверсию тяжелых масел, причем перед предварительной обработкой активная катализаторная суспензия синтезируется в результате взаимодействия металлов групп VIII и νίΒ с легким углеводородом, сульфатом аммония и аммиачным газом с образованием активной катализаторной суспензии в масле.
  2. 2. Способ по п.1, в котором условия в блоке предварительной обработки включают температуру в пределах 400-1000°Р (204-538°С).
  3. 3. Способ по любому из пп.1-2, в котором условия в блоке предварительной обработки включают давление в пределах 100-3000 фунтов/дюйм2 (689-20684 кПа).
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором расход водорода в блоке предварительной обработки находится в пределах 2500-7500 станд.футов3/баррель (593339-1780017 л/м3).
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором в блоке предварительной обработки продолжительность нахождения катализаторной суспензии составляет от 1,5 до 3 ч.
  6. 6. Способ гидроочистки тяжелых масел, включающий:
    (а) взаимодействие потока исходного углеводородного продукта в условиях гидроочистки суспензии водородным потоком и потоком, содержащим катализаторную суспензию гидроочистки, в блоке гидроочистки суспензии вакуумного остатка и извлечение потока продукта, а также потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию гидроочистки и не преобразованный исходный углеводородный продукт;
    (б) прохождение потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию гидроочистки и не преобразованный исходный углеводородный продукт, в блок обезмасливания, где он соединяется с растворителем, продуктами и газами, затем извлекаемыми;
    (в) прохождение потока, содержащего отработанную катализаторную суспензию, в блок извлечения металлов, где он контактирует с аммониевым выщелачивающим раствором для извлечения сульфата аммония и соединений, содержащих металлы групп VIII и νίΒ;
    (г) подачу соединений, содержащих металлы групп VIII и νίΒ, в блок синтеза катализатора, где они контактируют с аммиаком, газообразным сернистым водородом, углеводородным потоком, который не является тяжелыми маслами, водородом и небольшим количеством воды для создания активной катализаторной суспензии в масле, причем в масле, содержащем сульфат аммония;
    (д) прохождение активной катализаторной суспензии в масле в блок предварительной обработки с потоком водорода для повышения температуры и сокращения ударной нагрузки на активную катализаторную суспензию, увеличивая таким образом уровень преобразования тяжелых масел, при этом выходящий поток контактирует с водородом и разлагается на сернистый водород и аммиак;
    (е) прохождение выходящего потока стадии (д), содержащего активную катализаторную суспензию в масле, в хранилище или в блок гидроочистки суспензии вакуумного остатка.
  7. 7. Способ по п.6, в котором условия гидрообработки суспензии выбираются из группы, состоящей из гидрокрекинга, гидрообработки, гидрообессеривания, гидроденитрификации и гидродеметаллизации.
  8. 8. Способ по п.7, в котором способ является гидрокрекингом суспензии и в котором гидрокрекинг суспензии происходит при температуре по меньшей мере 800°Р (427°С) с давлением водорода от 1500 до 3500 фунтов/дюйм2 (от 10342 до 24132 кПа).
  9. 9. Способ по п.1, в котором поток, содержащий отработанную катализаторную суспензию, подвергается последовательным стадиям экстракции растворителем и кристаллизации в блоке извлечения металлов в целях извлечения сульфата аммония, а также соединений, содержащих металлы групп VIII и АТВ.
    - 4 020738
  10. 10. Способ по п.1, в котором металлом группы VIII является никель и металлом группы νίΒ является молибден.
  11. 11. Способ по п.1, в котором условия в блоке синтеза катализатора включают температуру в пределах 80-200°Р (27-93°С) и давление в пределах 100-3000 фунтов/дюйм2изб. (689-20684 кПа).
  12. 12. Способ по п.1, в котором условия в блоке предварительной обработки включают температуру в пределах 400-1000°Р (204-538°С), давление в пределах 100-3000 фунтов/дюйм2изб. (689-20684 кПа), расход водорода в пределах 2500-7500 станд.футов3/баррель (593339-1780017 л/м3) и продолжительность нахождения в блоке предварительной обработки от 1,5 до 3 ч.
EA200970545A 2006-12-06 2007-12-05 Способ предварительной обработки интегрированной катализаторной суспензии без подложки EA020738B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/567,652 US7771584B2 (en) 2006-12-06 2006-12-06 Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process
PCT/US2007/086524 WO2008070731A2 (en) 2006-12-06 2007-12-05 Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970545A1 EA200970545A1 (ru) 2009-12-30
EA020738B1 true EA020738B1 (ru) 2015-01-30

Family

ID=39493704

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970545A EA020738B1 (ru) 2006-12-06 2007-12-05 Способ предварительной обработки интегрированной катализаторной суспензии без подложки

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7771584B2 (ru)
EP (1) EP2102314A4 (ru)
JP (1) JP2010512432A (ru)
KR (1) KR20090091759A (ru)
CN (1) CN101600783B (ru)
CA (1) CA2670827A1 (ru)
EA (1) EA020738B1 (ru)
WO (1) WO2008070731A2 (ru)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9290826B2 (en) 2007-12-20 2016-03-22 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US8080155B2 (en) * 2007-12-20 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US8722556B2 (en) * 2007-12-20 2014-05-13 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of slurry unsupported catalyst
US20100122932A1 (en) * 2008-11-15 2010-05-20 Haizmann Robert S Integrated Slurry Hydrocracking and Coking Process
US8178461B2 (en) * 2008-12-30 2012-05-15 Chevron U.S.A. Inc Thermal treatment processes for spent hydroprocessing catalyst
US8080154B2 (en) * 2008-12-30 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
US8114802B2 (en) * 2008-12-30 2012-02-14 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent catalyst
WO2011091212A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8491784B2 (en) * 2010-01-21 2013-07-23 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785600A1 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526171A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
US8500992B2 (en) * 2010-01-21 2013-08-06 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8597496B2 (en) * 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785766A1 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
KR20140064948A (ko) * 2011-09-15 2014-05-28 셰브런 유.에스.에이.인크. 수소화처리 촉매들 및 이의 제조 방법들
CN102698815B (zh) * 2012-05-11 2014-06-18 上海华畅环保设备发展有限公司 沸腾床渣油加氢外排催化剂的处理方法和装置
US8912111B2 (en) * 2012-08-07 2014-12-16 Uop Llc Process for catalyst recovery and optional recycle in a slurry hydrocracking process
JP6951075B2 (ja) 2016-03-16 2021-10-20 三菱エンジニアリングプラスチックス株式会社 ポリアミド樹脂組成物および成形品
US10253272B2 (en) 2017-06-02 2019-04-09 Uop Llc Process for hydrotreating a residue stream
RU2683283C1 (ru) * 2018-03-29 2019-03-27 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) Способ регенерации молибденсодержащего катализатора гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья
US20210362143A1 (en) * 2020-05-20 2021-11-25 Cenovus Energy Inc. System and Method for Solid Catalyst Separation In Slurry Reactors

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4721606A (en) * 1982-08-20 1988-01-26 Union Oil Company Of California Recovery of metal values from spent catalysts
US20040256286A1 (en) * 2003-06-19 2004-12-23 Miller Stephen J. Fuels and lubricants using layered bed catalysts in hydrotreating waxy feeds, including Fischer-Tropsch wax
US20050006283A1 (en) * 1999-12-16 2005-01-13 Chevron U.S.A. Inc. Presulfiding OCR catalyst replacement batches
US20060058175A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3169106A (en) * 1959-08-20 1965-02-09 Pullman Inc Hydrogenation catalyst and process
US3424671A (en) * 1967-03-20 1969-01-28 Union Oil Co Hydrocracking processs with preconditioned zeolite catalyst
US3567433A (en) * 1968-02-14 1971-03-02 Universal Oil Prod Co Method of recovering metals from spent hydrorefining catalysts
US4824821A (en) * 1983-08-29 1989-04-25 Chevron Research Company Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal
US4710486A (en) * 1983-08-29 1987-12-01 Chevron Research Company Process for preparing heavy oil hydroprocessing slurry catalyst
US4970190A (en) * 1983-08-29 1990-11-13 Chevron Research Company Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst
US4661265A (en) * 1985-09-30 1987-04-28 Amoco Corporation Catalyst deoiling process
US5171727A (en) * 1991-08-26 1992-12-15 Uop Method of preparing a catalyst for the hydroconversion of asphaltene-containing hydrocarbonaceous charge stocks
US5298152A (en) * 1992-06-02 1994-03-29 Chevron Research And Technology Company Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing
US6190542B1 (en) * 1996-02-23 2001-02-20 Hydrocarbon Technologies, Inc. Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds
WO2001044408A1 (en) * 1999-12-16 2001-06-21 Chevron U.S.A. Inc. Presulfiding hydroprocessing catalyst replacement batches
US7431824B2 (en) * 2004-09-10 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
US20060058174A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7238273B2 (en) * 2004-09-10 2007-07-03 Chevron U.S.A. Inc Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US7214309B2 (en) * 2004-09-10 2007-05-08 Chevron U.S.A. Inc Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4721606A (en) * 1982-08-20 1988-01-26 Union Oil Company Of California Recovery of metal values from spent catalysts
US20050006283A1 (en) * 1999-12-16 2005-01-13 Chevron U.S.A. Inc. Presulfiding OCR catalyst replacement batches
US20040256286A1 (en) * 2003-06-19 2004-12-23 Miller Stephen J. Fuels and lubricants using layered bed catalysts in hydrotreating waxy feeds, including Fischer-Tropsch wax
US20060058175A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition

Also Published As

Publication number Publication date
CN101600783A (zh) 2009-12-09
WO2008070731A2 (en) 2008-06-12
US7771584B2 (en) 2010-08-10
EP2102314A2 (en) 2009-09-23
US20080135450A1 (en) 2008-06-12
KR20090091759A (ko) 2009-08-28
WO2008070731A3 (en) 2008-10-16
EA200970545A1 (ru) 2009-12-30
CA2670827A1 (en) 2008-06-12
CN101600783B (zh) 2014-06-04
JP2010512432A (ja) 2010-04-22
EP2102314A4 (en) 2014-04-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA020738B1 (ru) Способ предварительной обработки интегрированной катализаторной суспензии без подложки
US4066530A (en) Hydroconversion of heavy hydrocarbons
RU2380397C2 (ru) Способ переработки тяжелого сырья, такого как тяжелые сырые нефти и кубовые остатки
RU2352615C2 (ru) Способ переработки тяжелого сырья, такого как тяжелая сырая нефть и кубовые остатки
JP5759038B2 (ja) 重質油、超重質油及び残留油の水素化分解法
RU2360944C2 (ru) Комплексный способ конверсии содержащего уголь сырья в жидкие продукты
KR100250114B1 (ko) 증기 전환 방법 및 촉매
US4192735A (en) Hydrocracking of hydrocarbons
RU2495911C2 (ru) Многостадийный гидрокрекинг остатков перегонки
US7214308B2 (en) Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
KR101548029B1 (ko) 기사용 수소처리 촉매로부터 염기 금속의 회수방법
RU2455343C2 (ru) Способ полной конверсии тяжелого сырья в продукты перегонки
US7431823B2 (en) Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US8658027B2 (en) Integrated hydrotreating and oxidative desulfurization process
RU2412976C2 (ru) Способ мягкого гидрокрекинга, включающий разбавление сырья
KR20190104037A (ko) 이온성 액체 및 고체 흡착에 의한 재순환으로부터 중질 다핵 방향족화합물의 분리를 포함하는 수소첨가분해 공정 및 시스템
JP2008512556A (ja) 高活性スラリー触媒組成物を用いて重油の品質を改善する方法
JP2008512555A (ja) 高活性スラリー触媒組成物を用いて重油を高品質化する方法
WO2007078620A2 (en) Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
TW201906993A (zh) 整合兩階段加氫裂解及加氫處理之方法
WO2013166361A1 (en) Integrated ebullated-bed process for whole crude oil upgrading
DD268477A5 (de) Verfahren zur hydrierenden konversion von schwer- und rueckstandsoelen
KR101482804B1 (ko) 슬러리 촉매 합성에서 형성된 폐산물의 분해
JPS61185590A (ja) 石炭液化方法
US4272362A (en) Process to upgrade shale oil

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU