NO317450B1 - Fremgangsmate ved katalytisk reduksjon av surheten for raolje - Google Patents
Fremgangsmate ved katalytisk reduksjon av surheten for raolje Download PDFInfo
- Publication number
- NO317450B1 NO317450B1 NO19983978A NO983978A NO317450B1 NO 317450 B1 NO317450 B1 NO 317450B1 NO 19983978 A NO19983978 A NO 19983978A NO 983978 A NO983978 A NO 983978A NO 317450 B1 NO317450 B1 NO 317450B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- crude oil
- catalyst
- molybdenum
- acidic
- crude
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 238000010531 catalytic reduction reaction Methods 0.000 title description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 26
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 17
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 12
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 11
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 8
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 3
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 VIB metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000003870 refractory metal Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 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
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- MGRWKWACZDFZJT-UHFFFAOYSA-N molybdenum tungsten Chemical compound [Mo].[W] MGRWKWACZDFZJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical class [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011814 protection agent Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UDKYUQZDRMRDOR-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W][W] UDKYUQZDRMRDOR-UHFFFAOYSA-N 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/04—Metals, or metals deposited on a carrier
-
- 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
- C10G45/24—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 hydrogen-generating compounds
- C10G45/28—Organic compounds; Autofining
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
O ppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å forbedre bearbeidbarheten av høysure råoljer ved katalytisk reduksjon av oljenes surnet.
Oppfinnelsen" v.«Vffninn
På grunn av markeds begrensninger, er det blitt mer nødvendig å bearbeide høysure råoljer, så som sure naften-råoljer. Det er velkjent at bearbeiding av slike sure råoljer kan føre til forskjellige problemer assosiert med naften- og andre sure korrosjon. Et antall fremgangsmåter for å nedsette det totale syretall (TAN), som er antall milligram kaliumhydroksyd som er nødvendig for å nøytrali-sere syreinnholdet i 1 g råolje, er foreslått.
En tilnærming er kjemisk nøytralisering sure komponenter med forskjellige baser. Denne fremgangsmåte er belemret med bearbeidingsproblemer, så som emulsjonsdannelse, økning av natriumkonsentrasjon i råoljen og ytterligere bearbeidingstrinn. En annen tilnærming er å anvende korro-sjonsresistente metaller i prosessenhetene. Dette innbefatter imidlertid en signifikant omkostning og kan i eksisterende enheter ikke være økonomisk gjennomførbar. En annen tilnærming er å tilsette korrosjonsinhibitorer til råoljene. Dette er belemret med effekter fra korrosjons-inhibitorene i nedstrømsenheter, eksempelvis, utilstrekke-lig dekking av hele metalloverflaten, nedsettelse av katalysator levetid/effektivitet, samt mulig innvirkning på produkt kvaliteten. En annen mulighet er å senke råsyre-innholdet ved å blande den sure råolje med råoljer med lavt syreinnhold. Den begrensede tilførsel av slike lave sure råoljer gjør denne tilnærming stadig mer vanskelig.
Britisk patent 1.236.230 viser fremgangsmåte for å fjerne naftensyre fra petroleum-destillatfraksjoner, uten tilsetning av gassformig hydrogen ved å kontakte destillatfrak-sjonen med en katalysator inneholdende nikkel, wolfram-molybden, kobolt, jern eller kombinasjoner derav under milde prosessbetingelser. US patent nr. 2.921.023 beskri-ver fremgangsmåte for bibeholdelse av aktiviteten av visse molybdenkatalysatorer under hydrogenering av organiske materialer. Katalysatorene kan anvendes for å hydrogenere tunge petroleumsfraksjoner, i hvilken mengdene av oksyfor-bindelser så som naftensyrer, reduseres.
Det ville være ønskelig å nedsette surheten av råoljer uten tilsetning av nøytralisering/korrosjonsbeskyttende midler og uten å omdanne råoljen til produktstrømmer.
gamiBA ndraq av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelsen vedrører fremgangsmåte for å nedsette surheten i en sur råolje, hvilken fremgangsmåte omfatter å kontakte råoljen med en hydrofiningskatalysator der råoljen ikke har vært fraksjonert i produktstrømmer og hvori hydrofiningskatalysatoren anvendes i fravær av hydrogen ved en temperatur i området 285-345°C.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser et skjematisk flytskjema for fremgangsmåten for å nedsette surheten i sure råoljer. Fig. 2 viser en grafisk nedsettelse av TAN i råolje som en funksjon av temperaturen.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Sure råoljer inneholder typisk naftensyre og andre syrer og har et TAN-tall i området 1-8. Det er oppdaget at TAN-verdien for en sur råolje eller en rest etter destillasjon ved atmosfærisk trykk, hvilken råolje eller restolje ikke har vært underkastet fraksjonering til produktstrømmer, kan nedsettes ved å behandle råoljen under relativt milde betingelser med en hydrofiningskatalysator i fravær av tilsatt hydrogen. Hydrofiningskatalysatorer anvendes nor-malt for å mette olefiner og aromater, og redusere nitrogen og/eller svovelinnhold i raffineri innmatningsstrøm-mer. Det er funnet at slike katalysatorer også kan anvendes for å nedsette surheten i råoljer ved å nedsette kon-sentrasjonen av sure komponenter i råoljene, spesielt naftensyrer, selv i fravær av tilsatt hydrogen. Foreliggende fremgangsmåten krever således ikke tilsetning av hydrogen eller en hydrogen-inneholdende gass så som resirkulasjons-gass, for å oppnå TAN-reduksjon.
Hydrofiningskatalysatorer er de som inneholder Gruppe VIB-metaller (basert på den periodiske tabell publisert av Fisher Scientific) og ikke-edel Gruppe Vlll-metall. Disse metaller eller blandinger av metaller er typisk til stede som oksyder eller sulfider på ildfaste metallbærerer. Eksempler på slike katalysatorer er kobolt og molybdenok-syder på en bærer så som aluminiumoksyd. Andre eksempler innbefatter kobolt/nikkel/molybden eller nikkel/molybden på en bærer så som aluminiumoksyd. Slike katalysatorer blir typisk aktivert ved sulfidering før anvendelse. Foretrukne katalysatorer innbefatter kobolt/molybden (1-5 % Co som oksyd, 10-25 % Mo som oksyd), nikkel/molybden (1-5 % Ni som oksyd, 10-25 % Co som oksyd) og nikkel/wolfram (1-5 % Ni som oksyd, 10-30 % W som oksyd) på aluminiumoksyd. Spesielt foretrukne er nikkel/molybden og kobolt/molybdenkatalysatorer.
Egnede ildfaste metallbærerer er naturlig forekommet eller syntetiske materialer så vel som uorganiske materialer så som leirer, silika og/eller matalloksyder som er resis-tente mot temperatur og reaksjonsbetingelsene i foreliggende fremgangsmåten. Eksempler på metalloksyder innbefatter silika, aluminiumoksyd, titanoksyd og blandinger derav. Lavsure metalloksydbærere er foretrukne. Spesielt foretrukne er porøse aluminiumoksyder så som gamma- eller betaaluminiumoksyder med de midle porestørrelser i området 50-200 nm, et overflateareal i området 100-300m<2>/g og et porevolum i området 0,25-1,0 cm<3>/g. Det er også foretrukket at bærerne ikke er promotert med halogen eller andre sure typer, da slike typer kan fremme krakking/isomeringsreak-sj oner.
Reaksjonsbetingelser for å kontakte sur råolje og hydrofiningskatalysatorer innbefatter temperaturer i området fra ca. 285-345 °C, fortrinnsvis 285-316 °C og en romhastighet i området 1-8, fortrinnsvis 2-4. Selv om fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen anvendes en hydrofiningskatalysator, er det ikke nødvendig at hydrogen er til stede.
I en typisk raffineringsprosess, ble oppvarmede råoljer ført til et for-fordampingstårn for å fjerne største delen av produktene med kokepunkter på mindre enn 100 °C, før destillasjon i et atmosfærisk tårn. Dette nedsetter belastningen på det atmosfæriske tårn. Foreliggende fremgangsmåten nedsetter surheten av høysure råoljer under anvendelse av en varmeveksler og/eller ovn, samt en katalytisk behandlingssone før det atmosfæriske tårn. varmeveksler forvarmer råoljen til temperaturer i området 285-345 °C. Den oppvarmede olje blir deretter ført til den katalytiske behandlingssone som innbefatter en reaktor og katalysator. Reaktoren er fortrinnsvis en konvensjonell driftsiktreaktor hvori råoljen føres ned gjennom et fast sikt av katalysatoren.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen skal illustreres ved hjelp av Fig. 1. Råolje som kan være avsaltet og/eller forvarmet føres gjennom rørledning 8 til for-fordampingstårn 12. Toppfraksjoner inneholder gasser og væsker så som lette nafta fjernes fra for-fordampningstårnet gjennom rørledning 14. Den gjenværende råolje føres gjennom rør-ledning 16 til varmeanordning 20. Alternativt kan råoljen føres direkte til forvarmer 2 0 via rørledningene 10 og 16. Den oppvarmede råolje fra varmeanordningen 2 0 føres til reaktoren 24 via rørledning 22. Rekkefølgen for varmeanordningen 20 og reaktor 24 kan reverseres, forutsatt at råoljen som inngår i reaktor 24 har tilstrekkelig temperatur til å tilfredsstille temperaturkravene for reaktoren 24. I reaktoren 24 vil råolje komme i kontakt med en sikt av varmkatalysator 28. Råoljen strømmer nedover gjennom katalysatorsikt 28 og føres gjennom rørledningen 30 til et atmosfærisk tårn 32. Det atmosfæriske tårn 30 opererer på en konvensjonell måte til å gi toppfraksjoner som fjernes gjennom rørledning 34, forskjellige destillasjonsfrak-sjoner så som tung rånafta, middel destillatorer, tung gassolje og prosess-gassolje, som er vist fjernes kollek-tivt gjennom rørledning 36. Resten fjernes gjennom rørled-ning 38 for ytterligere bearbeiding i et vakuumdestilla-sjonstårn (ikke vist).
I reaktor 24, blir TAN for råoljen katalytisk senket ved å omdanne sure komponenter i råoljen til CO, C02 og H20. Katalytisk omdannelse kan oppnås ved dekarboksylering og/eller hydrogenolyse av den sure funksjon.
Oppfinnelsen skal ytterligere illustreres med de etterføl-gende eksempler.
Eksempel 1
Dette eksempel viser direkte TAN-reduksjon av høysur råolje med et initialt totalt sure tall (TAN) på 4,0. En pilotenhet ble fylt med "KF-756" som er en kommersielt tilgjengelig kobolt/molybdenkatalysator fra Akzo Nobel. Enheten fikk arbeidet med en romhastighet på 2 og temperaturer på 288°C, 316°C og 343°C. Inert gass (nitrogen) på 690 kPa ble anvendt for å kontrollere trykket i kontroll-enheten. Resultater er vist i Tabell 1 og Fig. 2.
Fig. 2 viser grafisk TAN-nedsettelse som en funksjon av tiden. Som det fremgår av Fig. 2 har råolje som er katalytisk behandlet en lavere TAN i forhold til innmatningen og TAN-reduksjon kan beholdes over en døgnperiode, bortsett fra ved 343 °C hvor TAN utjevning ikke ble vist innen den eksperimentelle tidsramme. Bearbeiding av råolje i fravær av hydrogen byr for mulighet for vesentlig innsparinger for både kapital investering (det er ikke nødvendig med noen høytrykk reaksjonskanel og ikke noen tilførselsrør-ledninger for gass) og dets omkostninger. Råoljen med ned-satt TAN kan ytterligere bearbeides eller blandes med lavsure råoljer.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte ved nedsettelse av surheten i en sur råolje som omfatter å bringe råoljen i kontakt med en hyd-rof iningskatalysator,
karakterisert ved at råoljen ikke har vært fraksjonert i produktstrømmer, og at hydrofiningskatalysatoren anvendes i fravær av hydrogen ved en temperatur i området 285-345 °C.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at råoljen bringes i kontakt med katalysatoren ved en romhastighet i området 1-8.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at hydrofiningskatalysator inneholder minst ett av kobolt, molybden, nikkel, og wolfram som katalytisk aktivt metall.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at katalysatoren er nikkel/molybden eller kobolt/molybden på en ildfast oksyd-bærer.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/920,421 US5871636A (en) | 1997-08-29 | 1997-08-29 | Catalytic reduction of acidity of crude oils in the absence of hydrogen |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO983978D0 NO983978D0 (no) | 1998-08-28 |
| NO983978L NO983978L (no) | 1999-03-01 |
| NO317450B1 true NO317450B1 (no) | 2004-11-01 |
Family
ID=25443722
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19983978A NO317450B1 (no) | 1997-08-29 | 1998-08-28 | Fremgangsmate ved katalytisk reduksjon av surheten for raolje |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5871636A (no) |
| NO (1) | NO317450B1 (no) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7444305B2 (en) * | 2001-02-15 | 2008-10-28 | Mass Connections, Inc. | Methods of coordinating products and service demonstrations |
| US6673238B2 (en) * | 2001-11-08 | 2004-01-06 | Conocophillips Company | Acidic petroleum oil treatment |
| US6706660B2 (en) * | 2001-12-18 | 2004-03-16 | Caterpillar Inc | Metal/metal oxide doped oxide catalysts having high deNOx selectivity for lean NOx exhaust aftertreatment systems |
| US20050167328A1 (en) * | 2003-12-19 | 2005-08-04 | Bhan Opinder K. | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US20060289340A1 (en) * | 2003-12-19 | 2006-12-28 | Brownscombe Thomas F | Methods for producing a total product in the presence of sulfur |
| US20050133405A1 (en) * | 2003-12-19 | 2005-06-23 | Wellington Scott L. | Systems and methods of producing a crude product |
| US20070000808A1 (en) * | 2003-12-19 | 2007-01-04 | Bhan Opinder K | Method and catalyst for producing a crude product having selected properties |
| CN1894370B (zh) * | 2003-12-19 | 2010-12-22 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| US20070012595A1 (en) * | 2003-12-19 | 2007-01-18 | Brownscombe Thomas F | Methods for producing a total product in the presence of sulfur |
| BRPI0405586A (pt) | 2003-12-19 | 2005-10-04 | Shell Int Research | Métodos de produzir um produto de petróleo bruto e combustìvel de transporte, combustìvel de aquecimento, lubrificantes ou substâncias quìmicas, e, produto de petróleo bruto |
| US7745369B2 (en) * | 2003-12-19 | 2010-06-29 | Shell Oil Company | Method and catalyst for producing a crude product with minimal hydrogen uptake |
| US20070000810A1 (en) * | 2003-12-19 | 2007-01-04 | Bhan Opinder K | Method for producing a crude product with reduced tan |
| TW200602591A (en) * | 2004-07-08 | 2006-01-16 | hong-yang Chen | Gas supply device by gasifying burnable liquid |
| US20060043003A1 (en) * | 2004-08-26 | 2006-03-02 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Process for reducing the acidity of hydrocarbon mixtures |
| TWI415930B (zh) * | 2005-04-06 | 2013-11-21 | Shell Int Research | 減少液態含烴原料總酸值（ｔａｎ）的方法 |
| RU2007141712A (ru) * | 2005-04-11 | 2009-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | Способ получения полупродукта с пониженным содержанием азота и катализатор для его осуществления |
| CA2604015C (en) * | 2005-04-11 | 2014-02-18 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| WO2006110660A1 (en) | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and catalyst for producing a crude product having a reduced mcr content |
| CA2604009A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Opinder Kishan Bhan | Method and catalyst for producing a crude product having a reduced nitrogen content |
| BRPI0503793B1 (pt) * | 2005-09-15 | 2014-12-30 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para redução de acidez de misturas de hidrocarbonetos |
| CA2655600A1 (en) * | 2006-06-22 | 2007-12-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing a crude product with a long-life catalyst |
| US20070295645A1 (en) * | 2006-06-22 | 2007-12-27 | Brownscombe Thomas F | Methods for producing a crude product from selected feed |
| CA2655576A1 (en) * | 2006-06-22 | 2007-12-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing a total product with selective hydrocarbon production |
| US20080087578A1 (en) | 2006-10-06 | 2008-04-17 | Bhan Opinder K | Methods for producing a crude product and compositions thereof |
| BRPI0819687A2 (pt) | 2007-11-28 | 2018-09-11 | Aramco Services Co | processo para beneficiamento de óleo bruto altamente ceroso e pesado sem fornecimento de hidrogênio |
| US20100155304A1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented | Treatment of hydrocarbons containing acids |
| BRPI0905232A2 (pt) * | 2009-12-30 | 2011-08-23 | Petroleo Brasileiro Sa | processo para redução de acidez naftênica e aumento simultáneo de api de petróleos pesados |
| CN102443417B (zh) * | 2010-10-13 | 2014-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高酸烃油的加氢处理方法 |
| US10385282B2 (en) | 2016-11-14 | 2019-08-20 | Korea Institute Of Energy Research | Method and system for upgrading and separating hydrocarbon oils |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL164620B (nl) * | 1950-10-13 | Hoechst Ag | Werkwijze voor het vervaardigen van een door warm- krimpen verdicht baanvormig vezelvlies, en inrichting voor het toepassen van de werkwijze. | |
| US2921023A (en) * | 1957-05-14 | 1960-01-12 | Pure Oil Co | Removal of naphthenic acids by hydrogenation with a molybdenum oxidesilica alumina catalyst |
| US3488716A (en) * | 1967-10-03 | 1970-01-06 | Exxon Research Engineering Co | Process for the removal of naphthenic acids from petroleum distillate fractions |
| US3925220A (en) * | 1972-08-15 | 1975-12-09 | Sun Oil Co Pennsylvania | Process of comprising solvent extraction of a blended oil |
| US3876532A (en) * | 1973-02-27 | 1975-04-08 | Gulf Research Development Co | Method for reducing the total acid number of a middle distillate oil |
| US4801373A (en) * | 1986-03-18 | 1989-01-31 | Exxon Research And Engineering Company | Process oil manufacturing process |
| NO303837B1 (no) * | 1994-08-29 | 1998-09-07 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for Õ fjerne hovedsakelig naftensyrer fra en hydrokarbonolje |
-
1997
- 1997-08-29 US US08/920,421 patent/US5871636A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-08-28 NO NO19983978A patent/NO317450B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5871636A (en) | 1999-02-16 |
| NO983978L (no) | 1999-03-01 |
| NO983978D0 (no) | 1998-08-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO317450B1 (no) | Fremgangsmate ved katalytisk reduksjon av surheten for raolje | |
| US5897769A (en) | Process for selectively removing lower molecular weight naphthenic acids from acidic crudes | |
| JP6474461B2 (ja) | 全原油改良のための統合沸騰床法 | |
| JP5396084B2 (ja) | 高温メルカプタン分解を伴う選択的ナフサ水素化脱硫 | |
| JP2966985B2 (ja) | 重質炭化水素油の接触水素化処理方法 | |
| US5910242A (en) | Process for reduction of total acid number in crude oil | |
| JP4958792B2 (ja) | 段間分離を含む、選択的水素化脱硫およびメルカプタン分解プロセス | |
| JP4977299B2 (ja) | ナフサ脱硫のための多段水素化処理方法 | |
| JP2009179795A (ja) | 原油脱硫 | |
| KR20120035189A (ko) | 비등층 수소화 전환 공정을 위한 잔류 수소화 전환 촉매의 황 전처리 및 사전 조건 형성 | |
| JP4590259B2 (ja) | 積層床反応器による分解ナフサ・ストリームの多段水素化脱硫 | |
| MX2007014402A (es) | Proceso para el hidrotratamiento catalitico de materia prima hidrocarburica que contiene silicio. | |
| JP2015505577A (ja) | ベンゼン含量が低減されたガソリンを製造するための接触改質法および接触改質システム | |
| JP2004511623A (ja) | 単一反応槽におけるディーゼル燃料油の二段水素化およびストリッピング | |
| US6497810B1 (en) | Countercurrent hydroprocessing with feedstream quench to control temperature | |
| US3094481A (en) | Hydrofining process with temperature control | |
| CN1861757A (zh) | 一种高效降低汽油硫含量的催化裂化方法及系统 | |
| CN103805243A (zh) | 一种延长劣质汽油加氢装置运转周期的方法 | |
| US3090747A (en) | Process for desulfurization of dissimilar hydrocarbons | |
| JP2009040844A (ja) | 改質原油の製造方法 | |
| JP2002322484A (ja) | 水素添加方法 | |
| JP4856837B2 (ja) | 低硫黄／低芳香族化合物留出油の生成 | |
| JPH05112785A (ja) | 重質炭化水素油の処理方法 | |
| JP4385178B2 (ja) | 転化ガソリンを含むガソリン留分から脱硫ガソリンを製造するための方法 | |
| JP5961423B2 (ja) | 高芳香族炭化水素油の水素化処理方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |