KR20090091759A - 통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법 - Google Patents

통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20090091759A
KR20090091759A KR20097012337A KR20097012337A KR20090091759A KR 20090091759 A KR20090091759 A KR 20090091759A KR 20097012337 A KR20097012337 A KR 20097012337A KR 20097012337 A KR20097012337 A KR 20097012337A KR 20090091759 A KR20090091759 A KR 20090091759A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
slurry
stream
hydrotreating
catalyst
hydrogen
Prior art date
Application number
KR20097012337A
Other languages
English (en)
Inventor
브루스 이. 레이놀드
액슬 브레이트
Original Assignee
셰브런 유.에스.에이.인크.
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 셰브런 유.에스.에이.인크. filed Critical 셰브런 유.에스.에이.인크.
Publication of KR20090091759A publication Critical patent/KR20090091759A/ko

Links

Images

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)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

본 발명은 진공 잔류물 수소처리 장치에서 활성을 향상시키기 위해 슬러리 촉매를 전처치하는 단계를 포함한 슬러리 수소처리 방법을 제공한다. 슬러리 촉매의 전처치는 이의 온도를 증가시켜서 촉매가 수소처리 반응기로 진입함에 따라 촉매 슬러리상의 충격을 감소시킨다.
슬러리 촉매, 전처치, 수소처리 방법.

Description

통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법{Integrated Unsupported Slurry Catalyst Preconditioning Process}
본 발명은 진공 잔류물 수소처리(hydroprocessing) 장치에서 활성 향상을 위해 슬러리 촉매를 전처치하는 단계를 포함한 슬러리 수소처리 방법에 관한 것이다.
슬러리 촉매 조성, 이들의 제조 수단 및 중질 공급물의 수소처리에서의 이들의 용도는 정제 분야에서 알려져 있다. 일부 예들이 아래에서 논의된다:
미국특허번호 제4,710,486호는 분산된 VIB족 금속 황화물 탄화수소 오일 수소처리 촉매의 제조 방법을 개시한다. 공정 단계는 수성 암모니아와 산화몰리브덴 또는 산화텅스텐과 같은 VIB족 금속 화합물을 반응시켜 암모늄 몰리브데이트(molybdate) 또는 텅스테이트(tungstate)와 같은 수용성 산소함유 화합물을 제조하는 단계를 포함한다.
미국특허번호 제4,970,190호는 탄화수소 오일 수소처리에서 사용하기 위해 분산된 VIB족 금속 황화물 촉매의 제조 방법을 개시한다. 이와 같은 촉매는 VIII족 금속으로 촉진된다. 공정 단계는 산화몰리브덴 또는 산화텅스텐과 같은 VIB족 금속 화합물을 암모니아를 이용하여 용해시켜 수성 암모늄 몰리브데이트 또는 암모늄 텅스테이트와 같은 수용성 화합물을 제조하는 단계를 포함한다.
슬러리 수소처리 방법들은 촉매함유 슬러리가 합성 및 저장되는 온도보다 높은 온도에서 종종 수행된다. 예를 들면, 미국특허출원공개번호 제20060054533호의 슬러리 수소첨가분해(hydrocracking) 방법은 적어도 800℉의 온도, 약 1500 psi 내지 약 3500 psi의 수소압력하에 일반적으로 수행된다. 슬러리 촉매는 일반적으로 450℉ 근방의 온도 및 약 400 psi의 수소압력하에 진공 잔류물 수소처리 장치의 반응기(또는 만일 하나 이상일 경우 초기 반응기)로 진입한다. 이와 같은 온도 및 압력 차별(differential)은 고활성 슬러리 촉매에게 충격을 주고 코크(coke) 생성을 증진시킨다. 코크 생성은 이와 같은 촉매에 의한 전환(conversion) 효율을 감소시킨다.
발명의 요약
본 출원은 슬러리 수소처리(hydroprocessing), 특히 슬러리 수소첨가분해(hydrocracking) 방법을 개시하며, 여기서 슬러리 촉매는 진공 잔류물 슬러리 수소처리 방법의 반응기(들)로 진입하기 전에 전처치된다. 슬러리 촉매의 전처치는 온도를 상승시키고, 이로써 수소처리 반응기로 진입시 촉매 슬러리상의 충격을 감소시킨다.
본 발명의 방법은 아래와 같이 요약된다:
(a) 진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치에서 탄화수소 공급물 스트림을 슬러리 수소처리 조건하에서 수소 스트림 및 슬러리 수소첨가분해 촉매를 포함한 스트림과 접촉시키고, 폐슬러리 수소처리 촉매와 비전환(unconverted) 탄화수소 공급물을 포함한 스트림과 함께 생성물 스트림을 회수하는 단계;
(b) 폐슬러리 수소처리 촉매와 비전환 탄화수소 공급물을 포함한 스트림을 탈오일 장치로 통과시키고, 여기서 용매, 생성물, 회수되어질 기체 및 폐슬러리 촉매를 포함한 스트림을 혼합하는 단계;
(c) 폐슬러리 촉매를 금속 회수 장치로 통과시키고, 여기서 암모늄 설페이트 및 VIII족 및 VIB족 금속을 포함한 화합물을 회수하기 위해 암모늄 삼출(leach) 용액과 접촉하는 단계;
(d) VIII족 및 VIB족 금속을 포함한 화합물을 촉매 합성 장치로 통과시키고, 여기서 상기 화합물을 암모니아, 황화수소 기체, 탄화수소 스트림, 수소 및 소량의 물과 접촉시켜 암모늄 설페이트 함유 오일중에 활성 슬러리 촉매를 생성하는 단계;
(e) 슬러리 촉매상의 온도를 증가시키고 충격을 감소시키기 위하여, 전처치(preconditioning) 장치로부터 제거되는 스트림중의 (d) 단계의 유출물을 전처치 장치로 통과시키고, 여기서 유출물이 수소와 접촉되어 황화수소와 암모니아로 분해되는 단계;
(f) 오일중에 활성 슬러리 촉매를 포함한 (e) 단계에 대한 유출물을 저장장치 또는 진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치로 통과시키는 단계를 포함한, 적어도 하나의 반응 단(stage)을 갖는 중유의 수소처리 방법.
발명의 상세한 설명
수소 함유 스트림(1)은 진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치(VRHU)(10)로 진입한다. 본 발명에서 사용될 수 있는 수소처리 방법은 수소첨가분해(hydrocracking), 수소처리(hydrotreating), 수소화탈황화(hydrodesulfurization), 수소탈질화(hydrodenitrification) 및 수소탈금속화(hydrodemetallization)를 포함한다. 그러나, 수소첨가분해가 바람직한 방법이다. 또한, 공급물 스트림(2)(진공 잔류물이 흔한 공급물이다), 수소 스트림(3) 및 슬러리 촉매 스트림(26)(물을 포함한 스트림(3)과 혼합될 수 있다)이 VRHU(10)로 진입한다. 슬러리 수소첨가분해 방법은 일반적으로 적어도 800℉의 온도, 약 1500 psi 내지 약 3500 psi의 수소압력하에 수행된다. 슬러리 촉매는 전처치후 일반적으로 700℉ 근방의 온도 및 약 2000 psi의 수소압력하에 진공 잔류물 수소처리 장치의 반응기(또는 만일 하나 이상일 경우 초기 반응기)로 진입한다.
생성물은 스트림(55)를 통해 VRHU(10)을 빠져나간다. 비전환오일을 포함한 폐슬러리 촉매 스트림(4)은 탈오일 장치(20)로 진입하며, 탈오일 장치에서 폐슬러리 촉매 스트림은 생성물과 기체(스트림(5))를 제거하기 위해 톨루엔 또는 나프타와 같은 용매(스트림(6))와 접촉된다. 탈오일은 고형 농축 및 액체 제거를 포함하고, 교차흐름 여과(cross flow filtration), 한외여과(centrifugation), 건조 및 급랭(quenching) 단계를 사용할 수 있다.
스트림(7)은 탈오일 폐슬러리 촉매를 포함한다. 스트림(7)은 금속 회수 장치(MRU)(30)로 진입한다. 농축(enriched) 공기는 스트림(8)을 통해 MRU(30)으로 진입한다. 스트림(9)은 케톡심(ketoxime)과 같은 금속 추출에 적합한 용매이다. MRU(30)에서 일련의 용매 추출과 결정화 단계를 통해 오일 스트림으로부터 금속과 암모늄 설페이트 부산물(스트림(27))이 회수된다. 바나듐은 V2O5로 스트림(11)을 통해 제거된다. 폐 금속 추출용매는 스트림(12)을 통해 제거되고 폐수는 스트림(13)을 통해 제거된다.
CASH 공정에서 사용되는 VIII족 금속은 종종 니켈이다. 니켈은 니켈 설페이트 스트림(스트림(14))으로 회수되고, 촉매 합성 장치(CSU)(40)로 통과된다. 일부의 니켈 설페이트 스트림(스트림(16))은 촉매 합성 장치(CSU)(40)로 진입하는 니켈의 양을 조절하기 위해 전환될 수 있다. 몰리브덴과 같은 회수된 VI족 금속은 스트림(15)에서 MRU를 빠져나간다. 만일 금속이 몰리브덴이면 촉매 합성 장치(CSU)(40)로 통과되는 암모늄 디몰리브데이트(dimolybdate) 스트림(스트림(15))으로 회수된다. 경질 탄화수소 또는 VGO(진공 기체 오일)(스트림(17))은 소량의 물(스트림(18))과 함께 촉매 합성 장치(CSU)(40)로 진입한다. 스트림(19)은 수소를 포함한다.
촉매 합성 장치(CSU)(40)에서, 조건은 80℉ 내지 200℉, 바람직하게는 100℉ 내지 180℉, 가장 바람직하게는 130℉ 내지 160℉의 온도를 포함한다. 압력은 100 내지 3000 psig, 바람직하게는 200 내지 1000 psig, 가장 바람직하게는 300 내지 500 psig 범위이다.
성분들은 오일중에 활성 슬러리 촉매를 형성하기 위해 CSU(40)에서 혼합된다. CSU(40)에 첨가된 니켈 설페이트와 암모니아 기체로부터 형성된 소량의 암모늄 설페이트 또한 이와 같은 스트림에 존재한다. 작은 스트림의 물(스트림(18))은 용액에서 소량의 암모늄 설페이트를 유지하는 작용을 한다. 이는 장비에서 침전되는 것을 예방한다. 오일중의 활성 슬러리 촉매(스트림(21))는 촉매 전처치 장치(CPU)(50)로 진입한다. 수소는 스트림(24)을 통해 CPU(50)로 진입한다.
촉매 전처치 장치(CPU)(50)의 공정 조건은 약 400℉ 내지 약 1000℉, 바람직하게는 약 500℉ 내지 800℉, 가장 바람직하게는 약 600℉ 내지 약 700℉의 온도 범위를 포함한다. 압력은 약 100 내지 약 3000 psi, 바람직하게는 300 내지 약 2500 psi, 가장 바람직하게는 약 500 내지 약 2000 psi의 범위이다. 수소 속도는 2500 내지 7500 scf/bbl, 바람직하게는 500 내지 6000 scf/bbld의 범위이다. 암모늄 설페이트를 황화수소와 암모니아로 전처치하는 공정은 2시간을 소비한다. 오일, 슬러리 및 암모늄 설페이트를 포함한 혼합물에 대한 촉매 전처치 장치(CPU)의 잔류시간은 1.5 내지 3시간, 바람직하게는 약 2시간이다.
촉매 전처치 장치(CPU)(50)에서 생성된 황화수소 기체의 모든 몰에 대해 2몰의 암모니아가 생성된다.
CPU(50)은 연속 교반 탱크 반응기(CSTR 또는 대안으로 완전혼합반응기(perfectly mixed reactor))이다. 이와 같은 형태의 반응기는 촉매 응집을 방지하기 위해 사용된다.
본 발명의 방법에 대한 잔류물 공급원료(2)는 일반적으로 대부분 600℉ 이상의 정상 비등범위를 갖고, 종종 정상 비등점 범위를 갖는 고비등 탄화수소질 물질이고, 여기서 적어도 80% ㅍ/v의 공급물은 600℉ 내지 1500℉, 또는 800℉ 내지 1450℉에서 비등한다. 본 발명에서 유용하게 처리된 잔류물 공급원료는 500 ppm 이상의 아스팔텐(asphaltene) 또는 1000 ppm 아스팔텐을 포함할 수 있고, 10,000 ppm 이상의 아스팔텐을 포함할 수도 있다. 잔류물 공급원료는 또한 10 ppm 이상의 금속과 0.1중량% 이상의 황을 일반적으로 포함할 수 있다. 금속은 유기금속 화합물로 존재한다고 사료되지만, 본 명세서에서 언급된 금속의 농도는 순수 금속의 ppm으로 계산된다. 공급물내 오염성 금속은 일반적으로 니켈, 바나듐 및 철을 포함한다. 황은 유기황화합물로 존재하고, 황의 중량%는 원소 황에 기초하여 계산된다. 본 발명의 일반적인 공급원료는 탈아스팔트화 잔류물 또는 원료, 원유 대기 증류 컬럼 찌꺼기(bottoms)(환원 원유 또는 대기컬럼 잔류물), 또는 진공 증류 컬럼 찌꺼기(진공 잔류물)를 포함한다.
도면은 본 발명에 개시된 전처치 슬러리 촉매를 이용한 진공 잔류물 슬러리 수소처리 방법을 도시하고 있다.
일반적인 진공 잔류물 공급물 특성이 하기 표에 기재되어 있다.
60/60에서의 API 중력 3.9
황(중량%) 5.58
질소(ppm) 5770
니켈(ppm) 93
바나듐(ppm) 243
탄소(중량%) 83.57
수소(중량%) 10.04
MCRT(중량%) 17.2
212℉에서의 점도 3727
펜탄 아스팔텐(중량%) 13.9
1050℉ 이상에서 비등하는 분획(중량%) 81
중유 걔량을 위해 사용되는 일반적인 방법 조건들이 하기 표에 기재되어 있다.
총압력(psig) 2500
Mo/오일 비율(%) 1.5
LHSV 0.25
반응기 온도(℉) 700-725℉
H2 기체 속도(SCF/B) 7500
압서 기술된 바에 의해 수득된 슬러리 촉매 스트림의 2개의 뱃치(batch)는 촉매로 사용하기 위해 진공 잔류물 수소첨가분해장치(VRHU)로 전송되었다. 첫번째 뱃치는 예비 전처치를 하지 않고 촉매 합성장치 또는 저장장치로부터 직접 VRHU로 전송되었다.
두번째 뱃치는 도면에 도시된 것과 같이 VRHU로 진입하기 전에 수소에서 전처치되었다.
처치된 슬러리 촉매 대 비처치된 슬러리 촉매에 대한 VRHU 성능 결과의 단계적 비교결과가 하기 표에 제공된다.
전처치 없음 전처치 있음
수소탈질소화 80.5% 89.4%
수소탈금속화 97.2 98.6
1000F+ 분획의 전환 96.5 99.1
650F+ 분획의 전환 69.8 74.1
800F+ 분획의 전환 88.3 91.8
VRHU로의 신선한 촉매 투여량을 30% 증가시키는 것과 대략 동등하게 향상이 이루어진다.

Claims (19)

  1. (a) 진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치에서 탄화수소 공급물 스트림을 슬러리 수소처리(hydroprocessing) 조건하에서 수소 스트림 및 슬러리 수소첨가분해(hydrocracking) 촉매를 포함한 스트림과 접촉시키고, 폐슬러리 수소처리 촉매와 비전환 탄화수소 공급물을 포함한 스트림과 함께 생성물 스트림을 회수하는 단계;
    (b) 폐슬러리 수소처리 촉매와 비전환 탄화수소 공급물을 포함한 스트림을 탈오일 장치로 통과시키고, 여기서 용매, 생성물, 회수되어질 기체 및 폐슬러리 촉매를 포함한 스트림을 혼합하는 단계;
    (c) 폐슬러리 촉매를 금속 회수 장치로 통과시키고, 여기서 암모늄 설페이트 및 VIII족 및 VIB족 금속을 포함한 화합물을 회수하기 위해 암모늄 삼출(leach) 용액과 접촉하는 단계;
    (d) VIII족 및 VIB족 금속을 포함한 화합물을 촉매 합성 장치로 통과시키고, 여기서 상기 화합물을 암모니아, 황화수소 기체, 탄화수소 스트림, 수소 및 소량의 물과 접촉시켜 암모늄 설페이트 함유 오일중에 활성 슬러리 촉매를 생성하는 단계;
    (e) 슬러리 촉매상의 온도를 증가시키고 충격을 감소시키기 위하여, 전처치(preconditioning) 장치로부터 제거되는 스트림중의 (d) 단계의 유출물을 전처치 장치로 통과시키고, 여기서 유출물이 수소와 접촉되어 황화수소와 암모니아로 분해되는 단계; 및
    (f) 오일중에 활성 슬러리 촉매를 포함한 (e) 단계에 대한 유출물을 저장장 치 또는 진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치로 통과시키는 단계를 포함한, 적어도 하나의 반응 단(stage)을 갖는 중유의 수소처리 방법.
  2. 제1항에 있어서,
    진공 잔류물 슬러리 수소처리 장치로 진입하기 전에 탄화수소 공급물 스트림에 물이 첨가되는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  3. 제1항에 있어서,
    슬러리 수소처리 조건은 수소첨가분해(hydrocracking), 수소처리(hydrotreating), 수소화탈황화(hydrodesulfurization), 수소탈질화(hydrodenitrification) 및 수소탈금속화(hydrodemetallization)로 이루어진 군에서 선택되는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 슬러리 수소처리 조건은 슬러리 수소첨가분해인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  5. 제3항에 있어서,
    상기 슬러치 수소첨가분해 공정은 일반적으로 적어도 800℉의 온도와 1500 psi 내지약 3500 psi의 수소 압력하에 수행되는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처 리 방법.
  6. 제1항에 있어서,
    슬러리 수소처리를 통해 개량될 수 있는 탄화소수 공급원료는 600℉ 이상의 정상 비등범위를 갖는 것을 중유의 수소처리 방법.
  7. 제1항에 있어서,
    탈오일 장치에서 사용되는 용매는 톨루엔인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  8. 제1항에 있어서,
    폐슬러리 촉매를 포함한 스트림은 암모늄 설페이트와 VIII족 및 VIB족 금속을 포함한 화합물을 회수하기 위하여 금속 회수 장치에서 일련의 용매 추출 및 결정화 단계로 처리되는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 VIII족 금속은 니켈이고, 상기 VIB족 금속은 몰리브덴인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  10. 제8항에 있어서,
    상기 VIII족 금속 화합물은 니켈 설페이트이고, 상기 VIB족 금속 화합물은 몰리브덴 디몰리브데이트(molybdenum dimolybdate)인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  11. 제1항에 있어서,
    상기 (b) 단계의 탄화수소 스트림은 경질 탄화수소 또는 진공 기체 오일을 포함하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  12. 제1항에 있어서,
    촉매 합성 장치의 조건은 80℉ 내지 200℉, 바람직하게는 100℉ 내지 180℉, 가장 바람직하게는 130℉ 내지 160℉의 온도를 포함하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  13. 제1항에 있어서,
    촉매 합성장치의 조건은 100 내지 3000 psig, 바람직하게는 200 내지 1000 psig, 가장 바람직하게는 300 내지 500 psig의 압력을 포함하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  14. 제1항에 있어서,
    암모늄 설페이트의 응집(agglomeratin)을 방지하기 위해 작은 스트림의 물을 촉매 합성 장치에 첨가하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  15. 제1항에 있어서,
    전처치 장치의 조건은 약 400℉ 내지 약 1000℉, 바람직하게는 약 500℉ 내지 약 800℉, 가장 바람직하게는 약 600℉ 내지 약 700℉의 온도를 포함하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  16. 제1항에 있어서,
    전처치 장치의 조건은 약 100 내지 약 3000 psi, 바람직하게는 약 300 내지 약 2500 psi, 가장 바람직하게는 약 500 내지 약 2000 psi의 압력을 포함하는 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  17. 제1항에 있어서,
    상기 전처치 장치에서의 수소 유동 속도는 3500 내지 7500 scf/bbl, 바람직하게는 5000 내지 6000 scf/bbl인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  18. 제1항에 있어서,
    전처치 장치의 체류시간은 1.5 내지 3시간, 바람직하게는 약 2시간인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
  19. 제1항에 있어서,
    상기 전처치 장치는 일정 교반 탱크 반응기(constant stirred tank reactor)인 것을 특징으로 하는 중유의 수소처리 방법.
KR20097012337A 2006-12-06 2007-12-05 통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법 KR20090091759A (ko)

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
US11/567,652 2006-12-06

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20090091759A true KR20090091759A (ko) 2009-08-28

Family

ID=39493704

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR20097012337A KR20090091759A (ko) 2006-12-06 2007-12-05 통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법

Country Status (8)

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

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US8080155B2 (en) * 2007-12-20 2011-12-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil upgrade process including recovery of spent 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
EP2534227A2 (en) * 2010-01-21 2012-12-19 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
US8597496B2 (en) * 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8597497B2 (en) * 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
SG181824A1 (en) * 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785518A1 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526169A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon- containing feed
US8496803B2 (en) * 2010-01-21 2013-07-30 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CN103906828A (zh) * 2011-09-15 2014-07-02 雪佛龙美国公司 加氢处理催化剂及其制造方法
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
CA3119127A1 (en) * 2020-05-20 2021-11-20 Cenovus Energy Inc. System and method for solid catalyst separation in slurry reactors

Family Cites Families (19)

* 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
US4721606A (en) 1982-08-20 1988-01-26 Union Oil Company Of California Recovery of metal values from spent catalysts
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
US4824821A (en) * 1983-08-29 1989-04-25 Chevron Research Company Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal
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
EP1246890B1 (en) * 1999-12-16 2006-08-23 Chevron USA, Inc. Presulfiding hydroprocessing catalyst replacement batches
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
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
US20060058175A1 (en) 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. 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
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
US20060058174A1 (en) 2004-09-10 2006-03-16 Chevron U.S.A. Inc. Highly active slurry catalyst composition

Also Published As

Publication number Publication date
EP2102314A2 (en) 2009-09-23
EA200970545A1 (ru) 2009-12-30
CN101600783A (zh) 2009-12-09
US20080135450A1 (en) 2008-06-12
WO2008070731A3 (en) 2008-10-16
CN101600783B (zh) 2014-06-04
US7771584B2 (en) 2010-08-10
JP2010512432A (ja) 2010-04-22
EA020738B1 (ru) 2015-01-30
WO2008070731A2 (en) 2008-06-12
EP2102314A4 (en) 2014-04-30
CA2670827A1 (en) 2008-06-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR20090091759A (ko) 통합 비지지 슬러리 촉매의 전처치 방법
KR101548029B1 (ko) 기사용 수소처리 촉매로부터 염기 금속의 회수방법
US4066530A (en) Hydroconversion of heavy hydrocarbons
JP4874977B2 (ja) 重油のアップグレードにおける活性スラリー触媒組成物のリサイクル法
US4192735A (en) Hydrocracking of hydrocarbons
EP2325285B1 (en) Hydroconversion process for heavy and extra heavy oils and residuals
US7214309B2 (en) Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US4226742A (en) Catalyst for the hydroconversion of heavy hydrocarbons
US3617481A (en) Combination deasphalting-coking-hydrotreating process
US6511937B1 (en) Combination slurry hydroconversion plus solvent deasphalting process for heavy oil upgrading wherein slurry catalyst is derived from solvent deasphalted rock
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
US7737068B2 (en) Conversion of fine catalyst into coke-like material
EP1652905A1 (en) Method for the catalytic hydroprocessing of heavy petroleum hydrocarbons
JP3875001B2 (ja) 石油系重質油の水素化分解方法
KR101482804B1 (ko) 슬러리 촉매 합성에서 형성된 폐산물의 분해
JP2000256678A (ja) 重質油の水素化精製方法
CN110964560A (zh) 劣质烃加氢热裂化反应段与后置加氢精制反应段组合方法
RU2672254C1 (ru) Способ комплексной переработки остатка атмосферной дистилляции газового конденсата и установка для его осуществления
JP2002302680A (ja) 重質油の精製方法
CN115888812A (zh) 一种加氢处理油溶性双金属催化剂及其制备方法
JPH05117666A (ja) 重質炭化水素油の水素化処理方法

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E902 Notification of reason for refusal