KR101230809B1 - 중질 탄화수소유의 수소화처리 방법 - Google Patents
중질 탄화수소유의 수소화처리 방법 Download PDFInfo
- Publication number
- KR101230809B1 KR101230809B1 KR1020077006604A KR20077006604A KR101230809B1 KR 101230809 B1 KR101230809 B1 KR 101230809B1 KR 1020077006604 A KR1020077006604 A KR 1020077006604A KR 20077006604 A KR20077006604 A KR 20077006604A KR 101230809 B1 KR101230809 B1 KR 101230809B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- oil
- heavy
- crude oil
- heavy hydrocarbon
- less
- Prior art date
Links
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 47
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims abstract description 47
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 38
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 37
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 16
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 11
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- -1 VIB metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 abstract 1
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 9
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 3
- 230000005526 G1 to G0 transition Effects 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010030 laminating Methods 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N titanium dioxide Inorganic materials O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZYDAIMOJUSSFT-UHFFFAOYSA-N [Co].[Ni].[Mo] Chemical compound [Co].[Ni].[Mo] QZYDAIMOJUSSFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCOASTWZYJGKEK-UHFFFAOYSA-N [Co].[Ni].[W] Chemical compound [Co].[Ni].[W] YCOASTWZYJGKEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- UAMZXLIURMNTHD-UHFFFAOYSA-N dialuminum;magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3] UAMZXLIURMNTHD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
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
- 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
- C10G45/04—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 characterised by the catalyst used
- C10G45/06—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- 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
- B01J23/847—Vanadium, niobium or tantalum or polonium
-
- 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
-
- 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
-
- B01J35/60—
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- 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
- C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
Abstract
유황분 및 금속분이 통상의 원유보다도 많은 API도 30 이하인 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 원료유로 사용하여 유황분이 1질량% 이하인 저유황 중유를 제조하는 경우에, 종래 기술에서는 반응 온도를 증가시킬 수 밖에 없어서, 활성 열화속도가 현저하게 빨라져, 촉매 수명을 대폭 단축시켜버리기 때문에, 실질적으로 그 처리는 불가능한 것이었지만, API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유 100용량부에 대해 API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 30 내지 1000용량부 혼합한 혼합유를 수소화처리함으로써, 탈금속율을 저하시킴이 없이 촉매 활성의 실활 속도를 억제하고, 유황분 1질량% 이하의 저유황 중유를 효율적으로 제조하는 것이 가능해졌다.
중질 탄화수소유, 수소화처리, 탈금속율, 저유황 중유
Description
본 발명은 중질 탄화수소유의 수소화처리 방법에 관한 것이다. 상세하게는, API도가 30 이하인 중질 원유에서 유래되는 중질 탄화수소유를 원료유로서 사용하여, 탈금속율을 저하시킴이 없이 유황분이 1질량% 이하인 저유황 중유를 저가로 제조할 수 있는 수소화처리 방법에 관한 것이다.
유황분 및 금속분이 많은 원유의 중질 탄화수소유를, 탈금속 촉매와 탈황촉매, 2종의 수소화처리 촉매를 충전시킨 고정상 반응기로 통과시킴으로써, 원료유의 유황분을 감소시켜 저유황 중유를 제조하는 방법이 알려져 있다.
중질 탄화수소유(원료유)를 수소화처리 촉매와 접촉시키면 탈황 반응이 일어나서, 원료유 중의 유황분, 즉 벤조티오펜류, 디벤조티오펜류, 머캅탄류, 티오에테르류, 디티오에테르류 등의 유기 유황 화합물로부터 유황분을 제거할 수 있다. 또한, 탈황반응 외에, 원료유 중의 니켈, 바나듐, 철, 나트륨 등의 금속 성분을 제거하는 탈금속 반응과 분해 반응, 탈질소 반응도 동시에 일어난다. 하지만, 이들 반응의 진행에 수반하여 코크스 성분과 금속 성분이 2차적으로 생성되고, 수소화처리 촉매의 세공내 또는 외표면에 퇴적한다. 이러한 퇴적물은 수소화처리 촉매 상의 활 성점을 피독하고, 탈황 활성 등의 촉매 활성의 저하를 유발한다. 나아가, 퇴적물은 촉매의 세공 내에 퇴적하여, 세공을 폐색시켜 촉매 활성의 저하를 유발한다. 일반적으로, 원유의 API도가 적으면 적을수록, 그 원유에서 수득되는 중질 탄화수소유 중에 함유된 유황 화합물이나 니켈, 바나듐 등의 금속 함량은 많아져, 촉매 활성 저하 속도를 가속시킨다. 이 때문에, API도가 적은 원유에서 수득되는 중질 탄화수소유를 처리하는 경우는 처리량을 대폭 저하시킬 필요가 있다. 또한, 이 중질 탄화수소유 중에 금속 함유 분자는 크기가 커서 반응성이 낮기 때문에, 탈금속율도 저하되고, 후속 장치에 악영향을 미친다.
저유황 중유의 용도로서는, 전력용, 보일러용, 선박용 및 공업용 노(furnace)용 등이 있지만, 종래 기술에서는 유황 성분 및 금속 성분이 통상의 원유보다 많고 API도가 30 이하인 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 원료유로 사용하여 저유황 중질유를 채취하고자 한 경우, 반응 온도를 증가시켜야만 하고, 촉매 활성 열화 속도가 현저하게 빨라지고, 촉매 수명을 대폭 단축시켜 버리기 때문에, 유황분이 1질량% 이하인 저유황 중유를 제조하는 경우에 실질적으로 그 처리로는 불가능했다. 그 결과로서, API도가 낮은 저가 중질 원유를 효과적으로 활용할 수 없다고 하는 문제점이 있었다.
[발명의 개시]
본 발명자들은 상기 과제에 대해 예의연구한 결과, 본 발명을 완성하게 되었다. 즉, API도가 30 이하인 중질 원유로부터 수득한 중질 탄화수소유에, API도가 35 이상인 연질 원유로부터 수득한 중질 탄화수소유를 특정량 혼합한 혼합유를 수소화처리함으로써, 종래 처리가 불가능했던 API도가 30 이하인 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유의 처리를 가능하게 하고, 탈금속율을 저하시킴이 없이 촉매 활성의 실활 속도를 억제하여, 유황분 1질량% 이하인 저유황 중유를 효율적으로 제조하는 방법을 발견하게 되었다.
즉, 본 발명은 API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유 100용량부에 대해 API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 30 내지 1000용량부 혼합한 혼합유를 수소화처리하여, 유황분 1질량% 이하의 저유황 중유를 제조하는 것을 특징으로 하는 중질 탄화수소유의 수소화처리 방법에 관한 것이다.
또한, 본 발명은 수소분압이 7 내지 25MPa, LHSV가 0.01 내지 10h-1, 반응온도가 250 내지 450℃, 수소/유분 비가 500 내지 8,000SCF/BBL인 조건 하에 혼합유를 수소화처리하는 것을 특징으로 하는 앞에 기재한 수소화처리 방법에 관한 것이다.
또한, 본 발명은 알루미나를 주성분으로 하는 촉매 담체에 주기율표 제VIII족 금속 중에서 선택되는 적어도 1종의 금속을 0.03 내지 10mol% 및 주기율표 제VIB족 금속 중에서 선택되는 적어도 1종의 금속을 0.1 내지 10mol% 담지시켜 수득되는 표면적 1.0×107 내지 1.0×109㎡/㎥, 세공 용적 0.20 내지 0.60㎥/㎥인 촉매를 1 이상 적층시킨 촉매를 사용하는 것을 특징으로 하는 앞에 기재한 수소화처리 방법에 관한 것이다.
이하, 본 발명에 대하여 상세히 설명한다.
본 발명에 있어서 사용되는 API도 30 이하의 중질 원유란, 하기 식에서 산출되는 API도 값이 30 이하인 원유를 말한다:
API도 = 141.5/(비중 60/60℉)-131.5
이 식에서 비중은 JIS K 2249에서 규정하는 "원유 및 석유 제품의 밀도 시험방법 및 대조 온도(15℃) 기준의 석유 측정 환산표"에 준거하여 측정되는 비중을 의미한다.
본 발명에 있어서 사용되는 중질 원유는 API도가 30 이하인 것이고, 바람직하게는 29 이하, 더 바람직하게는 28 이하인 것이다. API도가 30을 초과하면 그 원유에서 수득되는 중질 탄화수소유의 반응성이 높아지기 때문에, 본 발명의 방법을 적용하지 않아도 처리할 수 있기 때문이다.
본 발명에 있어서 사용되는 API도 30 이하의 중질 원유로서는, 구체적으로 가프지(Khafji) 원유, 아라비안 헤비(Arabian heavy) 원유, 알 라이얀(Al Rayyan) 원유 등을 예로 들 수 있다.
본 발명에 있어서 API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유는, API도 30 이하의 중질 원유를, 예컨대 상압증류 또는 감압증류했을 때 수득되고, 통상 증류 온도 300℃ 이상의 분획을 70질량% 이상, 바람직하게는 80질량% 이상, 더 바람직하게는 90질량% 이상, 더욱 더 바람직하게는 95질량% 이상 함유하는 잔류물을 말한다.
더구나, API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유의 성상은, 특별히 제한되는 것은 없지만, 대표적인 성상은 다음과 같은 것이다.
비중(15/4℃): 0.9700 내지 1.100
유황분: 4.0 내지 8.0질량%
금속분(Ni+V): 70 내지 200질량ppm
잔류 탄소분: 10 내지 20질량%
또한, 본 발명에서 말하는 증류 온도란, JIS K 2254에서 규정하는 "석유제품-증류시험방법"의 "6. 감압법증류시험방법"에 따라 측정되는 온도를 의미한다.
본 발명에 있어서 사용되는 API도 35 이상의 연질 원유로는, 전술한 식에서 산출되는 API도 값이 35 이상인 원유를 말한다.
본 발명에 있어서 사용되는 연질 원유는 API도가 35 이상이고, 바람직하게는 35.5 이상, 더 바람직하게는 36 이상인 것이다. API도가 35 미만이 되면, 그 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유의 반응성이 저하한다는 점에서 열화 속도의 억제효과를 부여하지 못한다는 문제가 생겨 바람직하지 않다.
본 발명에 있어서 사용되는 API도 35 이상의 연질 원유로서는, 구체적으로 아라비안 엑스트라 라이트(Arabian extra light) 원유, 로어 자컴(Lower-Zakum) 원유, 머반(Murban) 원유 등을 예로 들 수 있다.
본 발명에 있어서 API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유로는 API도 35 이상의 연질 원유를, 예컨대 상압증류 혹은 감압증류했을 때 수득되는, 통상 증류온도 300℃ 이상의 분획을 70질량% 이상, 바람직하게는 80질량% 이상, 더 바람직하게는 90질량% 이상, 더욱 더 바람직하게는 95질량% 이상 함유하는 잔류물을 말한다.
역시, API도 35 이상인 연질 원유에서 수득되는 중질 탄화수소유의 성상으로는, 특별히 제한되는 것은 없지만, 대표적인 성상은 다음과 같은 것이다.
비중(15/4℃): 0.9100 내지 0.9500
유황분: 1.1 내지 3.0질량%
금속분(Ni+V): 3 내지 30질량ppm
잔류 탄소분: 2 내지 8질량%
본 발명은 API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유 100용량부에 대해, API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 30 내지 1000용량부, 바람직하게는 40 내지 900용량부, 더 바람직하게는 100 내지 700용량부를 혼합한다. API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유가, API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유 100용량부에 대해 1000용량부보다도 많아지면, 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유의 비율이 적어져, 본 발명의 효과가 발휘되지 않기 때문에 바람직하지 않다. 또한, API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유가 30용량부보다도 적어지면, 촉매 열화 속도의 억제효과가 시현되지 않아서 바람직하지 않다.
또한, 본 발명의 효과에 악영향을 미치지 않는 한, 그 혼합유에 API도 30 초과 35 미만의 중간질(medium) 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유가 함유되어 있어도 지장이 없다. 그 함유 비율은 특별히 한정되지 않지만, 본 발명의 효과를 충분히 발휘하는 비율은 전체를 100용량부라 할 때 30용량부 이하인 것이 바람직하다.
더구나, 중간질 탄화수소유의 성상으로는, 특별히 제한되는 것은 없지만, 대표적인 성상은 다음과 같은 것이다.
비중(15/4℃): 0.9500 내지 0.9700
유황분: 3.0 내지 4.0질량%
금속분(Ni+V): 30 내지 70질량ppm
잔류 탄소분: 8 내지 10질량%
다음으로, 혼합유를 수소화처리한다.
본 발명에 있어서 수소화처리 조건은, 특별히 제한되지 않지만, 수소 분압이 7 내지 25MPa인 것이 바람직하고, 더욱 바람직하게는 9 내지 22MPa, 더욱 더 바람직하게는 10 내지 21MPa이다. 입구의 수소 분압이 7MPa 미만인 경우에는 촉매 상의 코크스 생성이 지나치게 극심해지기 때문에 촉매 수명이 단축될 염려가 있다. 한편, 수소 분압이 25MPa을 초과하는 경우는 반응탑이나 주변 기기 등의 건설비가 급격히 상승하여 경제적으로 실용성이 없어질 염려가 있어서 바람직하지 않다. 한편, LHSV가 10h-1을 초과하는 경우는, 촉매 활성이 충분히 발휘되지 않을 염려가 있어 바람직하지 않다.
반응 형식은 특별히 한정되지 않지만, 통상 고정상, 이동상 등의 각종 공정 중에서 선택될 수 있고, 고정상이 바람직하다.
본 발명의 수소화처리에 사용되는 촉매로는 특별히 한정되는 것은 없지만, 알루미나를 주성분으로 하는 담체에 주기율표 제VII족 금속 중에서 선택되는 적어도 1종의 금속을 0.03 내지 10mol% 및 주기율표 제VIB족 금속 중에서 선택되는 적어도 1종의 금속을 0.1 내지 10mol% 담지시켜 수득되는 표면적 1.0 × 107 내지 1.0 × 109㎡/㎥, 세공 용적 0.20 내지 0.60㎥/㎥인 촉매를 1 이상 적층시킨 촉매계를 이용하는 것이 바람직하다.
담체로는, 예컨대 알루미나, 알루미나-실리카, 알루미나-보리아, 알루미나-티타니아, 알루미나-지르코니아, 알루미나-마그네시아, 알루미나-실리카-지르코니아, 알루미나-실리카-티타니아, 각종 제올라이트, 및 제올라이트, 몬트모릴로나이트(montmorillonite) 등의 각종 점토 광물 등의 다공성 무기화합물을 알루미나에 첨가한 담체가 있다.
주기율표 제VIB족 금속으로는 크롬, 몰리브덴, 텅스텐이 바람직하게 이용된다. 또한, 제VIII족 금속으로는 철, 코발트, 니켈이 바람직하게 이용될 수 있다.
이러한 금속은 통상 조합물로서 이용할 수 있다. 구체적으로, 니켈-몰리브덴, 코발트-몰리브덴, 니켈-텅스텐, 니켈-코발트-몰리브덴, 텅스텐-코발트-니켈이 바람직하게 이용될 수 있다. 또한, 이들 금속은 바람직하게는 금속 산화물, 금속 황화물로서 담지된다.
본 발명에 있어서, 촉매의 제조방법은 공지의 방법을 이용할 수 있다. 예를 들어, 침지법, 함침법, 공침법 등이 있다.
본 발명의 방법에 의해 제조되는 중유의 유황분은 1질량% 이하이고, 바람직하게는 0.8질량% 이하, 더 바람직하게는 0.6질량% 이하의 범위이다.
생성 중유의 유황분이 1질량%를 초과할 경우, API도가 적은 중질 원유로부터 수득된 중질 탄화수소유를 처리해도, 원래 촉매 활성의 열화 속도는 느리기 때문에 API도가 큰 연질 원유로부터 수득된 중질 탄화수소유를 혼합할 필요가 없고, 본 발명을 적용할 필요가 없다.
또한, 본 발명의 방법에 의해 제조되는 저유황 중유의 유황분 하한은 특별히 한정되지 않지만, 본 발명의 효과를 생기게 하기 위해서는 0.05질량% 이상인 것이 바람직하고, 0.1질량% 이상인 것이 더 바람직하다. 유황분을 0.05질량% 미만이 될 때까지 탈황시키고자 하면, 원료유 성상에 관계없이 촉매의 열화 속도가 급증하기 때문에 바람직하지 않다.
더욱이, 본 발명에 있어서 유황분(유황 함유량)은 JIS K 2541-1992에서 규정하는 "원유 및 석유 제품 - 유황분 시험방법"의 "6. 방사선식 여기법"에 따라 측정되는 유황 함유량을 의미한다.
본 발명의 방법에 의하면, 실질적으로 처리가 불가능했던 API도 30 이하인 중질 원유로부터 탈금속율을 저하시킴이 없이 유황분 1질량% 이하의 저유황 중유를 채취하는 것이 가능하다. 따라서, 저가 비용으로 중질 원유 처리량을 증가시킬 수 있어서, 원유소의 경제성을 대폭 향상시킬 수 있다.
[발명을 실시하기 위한 최상의 형태]
이하 실시예 및 비교예는 본 발명을 더욱 구체적으로 설명하지만, 본 발명은 이들 실시예에 의해 전혀 한정되지 않는다.
(실시예 1)
표 1에 제시한 바와 같이 중질 원료유 1(API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득된 중질 탄화수소유) 100용량부에 연질 원료유 1(API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유) 400용량부를 혼합하고, 표 2에 제시한 촉매계를 사용하여, 수소 분압 17MPa, 수소/유분 비 5000SCF/BBL, LHSV 0.24h-1, 생성유의 유황분 0.3질량%의 조건 하에서 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 제시했다.
(실시예 2)
중질 원료유 1과 연질 원료유 1을 100용량부 : 233용량부로 혼합한 원료유를 사용한 것 이외에는 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
(실시예 3)
중질 원료유 1과 연질 원료유 1을, 100용량부 : 100용량부로 혼합한 원료유를 사용한 것 이외에는 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
(실시예 4)
표 1에 제시한 바와 같이 중질 원료유 2(API도 30 이하의 중질 원유로부터 수득된 중질 탄화수소유) 100용량부에 연질 원료유 2(API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유) 100용량부를 혼합한 원료유를 사용한 것 이외에는, 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
(비교예 1)
원료유로서 표 1에 제시한 중질 원료유 1을 사용한 것 이외에는 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
(비교예 2)
원료유로서 표 1에 제시한 중질 원료유 1을 사용하고, LHSV를 0.12h-1로 한 것 이외에는 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
(비교예 3)
원료유로서 표 1에 제시한 중질 원료유 2를 사용하고, LHSV를 0.12h-1로 한 것 이외에는 실시예 1과 동일한 반응 조건 및 촉매를 사용하여 수소화처리를 수행했다. 그 결과는 표 3에 병기했다.
표 1
표 2
표 3
표 3의 결과로부터 분명해지듯이, 본 발명의 방법에 의하면, API도 30 이하인 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유에 API도 35 이상의 연질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 소정량 혼합한 원료유를 수소화처리함으로써, 촉매의 열화 속도를 대폭 억제할 수 있음을 알 수 있었다. 더구나, 1년 운전을 가능하게 하기 위해, 촉매 활성 열화속도는 0.20℃/일 이하가 될 필요가 있다. 어느 경우에도 평균 탈금속율은 통상 요구되는 80% 이상을 유지하고 있다.
이에 반해, 비교예 1의 API도 24.9의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 사용한 경우에는 열화속도가 0.9℃/일로 극히 높고, 탈금속율도 70%까지 저 하했다.
또한, 비교예 2에 제시된 바와 같이, API도 24.9의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유의 처리량을 절반으로 감소시킨 경우에도 열화속도는 0.42℃/일로 높고 탈금속율도 75%까지 저하했다.
또한, 비교예 3에 제시된 바와 같이, API도 27.7의 중질 원유로부터 수득되는 중질 탄화수소유를 이용한 경우에도, 열화속도는 0.38℃/일로 높고, 탈금속율도 74%까지 저하했다.
Claims (3)
- API도 30 이하의 중질 원유를 상압 증류(atmospheric distillation) 또는 감압 증류(vacuum distillation)함으로써 수득되는 중질 탄화수소유 100용량부, 및API도 35 이상의 연질 원유를 상압 증류(atmospheric distillation) 또는 감압 증류(vacuum distillation)함으로써 수득되는 중질 탄화수소유 30 내지 1000용량부를 혼합한 혼합유를수소분압이 7 내지 25MPa, LHSV가 0.01 내지 10h-1, 반응온도가 250 내지 450℃, 수소/유분 비가 500 내지 8,000SCF/BBL의 조건 하에서알루미나를 포함하는 촉매 담체, 주기율표 VIII족 금속으로부터 선택되는 하나 이상의 금속, 및 주기율표 VIB족 금속으로부터 선택되는 하나 이상의 금속을 포함하고, 각 금속은 알루미나를 포함하는 촉매 담체 상에 담지된 촉매로수소화처리하여, 유황분 1질량% 이하의 저유황 중유를 제조하는 것을 특징으로 하는중질 탄화수소유의 수소화처리 방법.
- 삭제
- 제1항에 있어서, 알루미나를 포함하는 촉매 담체에 주기율표 제VIII족 금속 중에서 선택되는 하나 이상의 금속 0.03 내지 10mol% 및 주기율표 제VIB족 금속 중에서 선택되는 하나 이상의 금속 0.1 내지 10mol%을 담지시켜 수득되는,표면적 1.0×107 내지 1.0×109㎡/㎥, 세공 용적 0.20 내지 0.60㎥/㎥인 촉매를 1 이상 적층시킨 촉매를 사용하는 것을 특징으로 하는 수소화처리 방법.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2004248123A JP4578182B2 (ja) | 2004-08-27 | 2004-08-27 | 重質炭化水素油の水素化処理方法 |
JPJP-P-2004-00248123 | 2004-08-27 | ||
PCT/JP2005/015829 WO2006022419A1 (ja) | 2004-08-27 | 2005-08-24 | 重質炭化水素油の水素化処理方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20070056112A KR20070056112A (ko) | 2007-05-31 |
KR101230809B1 true KR101230809B1 (ko) | 2013-02-06 |
Family
ID=35967614
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020077006604A KR101230809B1 (ko) | 2004-08-27 | 2005-08-24 | 중질 탄화수소유의 수소화처리 방법 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7651605B2 (ko) |
EP (1) | EP1795577A4 (ko) |
JP (1) | JP4578182B2 (ko) |
KR (1) | KR101230809B1 (ko) |
CN (1) | CN101040032B (ko) |
TW (1) | TW200615371A (ko) |
WO (1) | WO2006022419A1 (ko) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9109176B2 (en) | 2011-03-28 | 2015-08-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for making marine bunker fuels |
US9057035B1 (en) | 2014-02-17 | 2015-06-16 | Shell Oil Company | Fuel compositions |
EP2907867A1 (en) | 2014-02-17 | 2015-08-19 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Fuel compositions |
EP3146025A4 (en) | 2014-05-22 | 2018-07-25 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Fuel compositions |
US10081769B2 (en) | 2014-11-24 | 2018-09-25 | Husky Oil Operations Limited | Partial upgrading system and method for heavy hydrocarbons |
US9920270B2 (en) | 2014-12-04 | 2018-03-20 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Low sulfur marine bunker fuels and methods of making same |
US11788017B2 (en) | 2017-02-12 | 2023-10-17 | Magëmã Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil |
US10655074B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-05-19 | Mag{hacek over (e)}m{hacek over (a)} Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminates in heavy marine fuel oil |
US10604709B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-03-31 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials |
CN114479187B (zh) * | 2020-10-28 | 2023-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低烟70a沥青及其制备方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3617501A (en) * | 1968-09-06 | 1971-11-02 | Exxon Research Engineering Co | Integrated process for refining whole crude oil |
EP0051277A2 (en) * | 1980-10-30 | 1982-05-12 | The Coca-Cola Company | Plastic closure for liquid product containers and its preparation |
JPH05156263A (ja) * | 1991-05-02 | 1993-06-22 | Texaco Dev Corp | 新規な水素化転化法 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4743359A (en) * | 1982-08-19 | 1988-05-10 | Union Oil Company Of California | Reforming and related processes |
JPH04356590A (ja) * | 1991-08-02 | 1992-12-10 | Res Assoc Petroleum Alternat Dev<Rapad> | 粗オイルシェール油の精製法 |
US5395511A (en) * | 1992-06-30 | 1995-03-07 | Nippon Oil Co., Ltd. | Process for converting heavy hydrocarbon oil into light hydrocarbon fuel |
CA2117571A1 (en) * | 1993-08-30 | 1995-03-01 | Junichi Kubo | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
JPH07316566A (ja) * | 1994-05-27 | 1995-12-05 | Nippon Oil Co Ltd | 重質油の水素化処理方法 |
BR9508663A (pt) * | 1994-09-02 | 1998-01-06 | Akzo Nobel Nv | Catalisador e processo para hidroprocessamento de cargas de hidrocarboneto |
JP4050364B2 (ja) | 1997-09-11 | 2008-02-20 | 日揮株式会社 | 石油の処理方法および石油の処理装置 |
JP4798685B2 (ja) * | 2002-09-24 | 2011-10-19 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | 石油系重質油の脱金属方法 |
US7618822B2 (en) * | 2002-12-19 | 2009-11-17 | Bp Corporation North America Inc. | Predictive crude oil compatibility model |
US7651604B2 (en) * | 2003-07-09 | 2010-01-26 | Instituto Mexicano Del Petroleo | Process for the catalytic hydrotreatment of heavy hydrocarbons of petroleum |
-
2004
- 2004-08-27 JP JP2004248123A patent/JP4578182B2/ja active Active
-
2005
- 2005-08-24 WO PCT/JP2005/015829 patent/WO2006022419A1/ja active Application Filing
- 2005-08-24 EP EP05781559A patent/EP1795577A4/en not_active Withdrawn
- 2005-08-24 CN CN2005800345294A patent/CN101040032B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-08-24 KR KR1020077006604A patent/KR101230809B1/ko active IP Right Grant
- 2005-08-26 TW TW094129273A patent/TW200615371A/zh not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-02-27 US US11/679,414 patent/US7651605B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3617501A (en) * | 1968-09-06 | 1971-11-02 | Exxon Research Engineering Co | Integrated process for refining whole crude oil |
EP0051277A2 (en) * | 1980-10-30 | 1982-05-12 | The Coca-Cola Company | Plastic closure for liquid product containers and its preparation |
JPH05156263A (ja) * | 1991-05-02 | 1993-06-22 | Texaco Dev Corp | 新規な水素化転化法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TW200615371A (en) | 2006-05-16 |
JP4578182B2 (ja) | 2010-11-10 |
US20070138063A1 (en) | 2007-06-21 |
EP1795577A4 (en) | 2010-04-14 |
CN101040032A (zh) | 2007-09-19 |
WO2006022419A1 (ja) | 2006-03-02 |
JP2006063203A (ja) | 2006-03-09 |
KR20070056112A (ko) | 2007-05-31 |
EP1795577A1 (en) | 2007-06-13 |
CN101040032B (zh) | 2010-05-05 |
US7651605B2 (en) | 2010-01-26 |
TWI373518B (ko) | 2012-10-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101230809B1 (ko) | 중질 탄화수소유의 수소화처리 방법 | |
CA1132078A (en) | Process for demetallation and desulfurization of heavy hydrocarbons | |
US4306964A (en) | Multi-stage process for demetalation and desulfurization of petroleum oils | |
US8372267B2 (en) | Process for the sequential hydroconversion and hydrodesulfurization of whole crude oil | |
US6291391B1 (en) | Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst | |
EP2456843B1 (en) | Pre-sulfiding and pre-conditioning of residuum hydroconversion catalysts for ebullated-bed hydroconversion processes | |
JPH0598270A (ja) | 重質炭化水素油の接触水素化処理方法 | |
WO2011004690A1 (ja) | 再生水素化処理用触媒の製造方法及び石油製品の製造方法 | |
JPH0940972A (ja) | 接触分解ガソリンの脱硫方法 | |
RU2459858C2 (ru) | Способ каталитической гидроочистки углеводородного сырья, содержащего кремний | |
US7713407B2 (en) | Production of low sulfur fuels using improved hydrocracker post-treatment catalyst | |
KR101695502B1 (ko) | 저황 경유 기재의 제조 방법 및 저황 경유 | |
US5008003A (en) | Start-up of a hydrorefining process | |
KR20110134929A (ko) | 탄화수소 공급스트림의 가수소처리에 사용하기 적합한 가수소처리 촉매계 | |
JP2005314657A (ja) | 重質炭化水素油の水素化処理方法 | |
CA2412363C (en) | Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst | |
JP2011208030A (ja) | 水素化har油の製造方法 | |
KR20100072262A (ko) | 가솔린 기재의 제조방법 및 가솔린 | |
JP4680520B2 (ja) | 低硫黄軽油の製造方法および環境対応軽油 | |
JP5751876B2 (ja) | 重質油の水素化精製方法 | |
US6447673B1 (en) | Hydrofining process | |
JPH1180753A (ja) | 水素化処理反応器および該反応器を用いた超低硫黄重質油の製造方法 | |
JP2010036111A (ja) | 再生水素化処理用触媒の製造方法及び石油製品の製造方法 | |
JPH11279566A (ja) | 超低硫黄重質油の製造方法 | |
JP4766940B2 (ja) | 炭化水素油の製造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant | ||
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20160104 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20170102 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20180103 Year of fee payment: 6 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20190103 Year of fee payment: 7 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20200103 Year of fee payment: 8 |