PL196032B1 - Process for sulfur reduction in naphtha streams - Google Patents
Process for sulfur reduction in naphtha streamsInfo
- Publication number
- PL196032B1 PL196032B1 PL02368811A PL36881102A PL196032B1 PL 196032 B1 PL196032 B1 PL 196032B1 PL 02368811 A PL02368811 A PL 02368811A PL 36881102 A PL36881102 A PL 36881102A PL 196032 B1 PL196032 B1 PL 196032B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- gasoline
- fraction
- mercaptans
- hydrodesulfurization
- boiling range
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
- C10G67/16—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural parallel stages only
-
- 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- 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
- 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
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Opis wynalazkuDescription of the invention
Wynalazek dotyczy sposobu równoczesnego frakcjonowania i poddawania frakcji benzyny o pełnym zakresie wrzenia działaniu wodoru. Bardziej szczegółowo, frakcję benzyny o pełnym zakresie wrzenia rozdziela się na benzynę lekką (o niskiej temperaturze wrzenia), benzynę o średnim zakresie temperatury wrzenia i benzynę ciężką (o wysokiej temperaturze wrzenia). Benzyna o każdym zakresie temperatury wrzenia jest oddzielnie poddawana przetwarzaniu dla osiągnięcia łącznej wymaganej zawartości siarki.The invention relates to a process for the simultaneous fractionation and treatment of a full boiling gasoline fraction with hydrogen. More specifically, the full boiling range gasoline fraction is split into light (low boiling) gasoline, mid boiling point gasoline and naphtha (high boiling point). Each boiling point of gasoline is processed separately to achieve the total required sulfur content.
Frakcje z destylacji ropy naftowej zawierają różnorodne organiczne związki chemiczne. Ogólnie frakcje określa się przez ich zakresy temperatury wrzenia, które określają kompozycje składników. Przetwarzanie frakcji również wpływa na ich skład. Na przykład, produkty z procesów krakingu katalitycznego lub krakingu termicznego zawierają zarówno duże stężenia materiałów olefinowych jak i materiałów nasyconych (alkany) i wielonienasyconych (diolefiny). Dodatkowo, te związki mogą być niektórymi z różnych izomerów tych związków. Na kompozycję benzyny nie poddanej obróbce, takiej jak przychodzi z reaktora destylacyjnego surowca lub benzyny z pierwszej destylacji, wpływa przede wszystkim źródło surowca. Benzyny z parafinowych źródeł surowca mają więcej nasyconych związków prostołańcuchowych lub cyklicznych. Na ogół większość „słodkich” (o niskiej siarce) surowców i benzyn jest parafinowa. Surowce naftenowe zawierają więcej związków nienasyconych oraz cyklicznych i policyklicznych. Surowce o wyższej zawartości siarki częściej bywają naftenowe. Obróbka różnych surowych strumieni benzyn może się nieco różnić zależnie od ich składu spowodowanego źródłem surowca.The fractions from the crude oil distillation contain a variety of organic chemicals. Generally, fractions are determined by their boiling point ranges which define the composition of the ingredients. The processing of fractions also affects their composition. For example, products from catalytic or thermal cracking processes contain both high concentrations of olefinic materials and saturated (alkanes) and polyunsaturated (diolefins) materials. Additionally, these compounds can be some of the different isomers of the compounds. The composition of untreated gasoline, such as coming from a feedstock distillation reactor or straight run gasoline, is primarily influenced by the feed source. Gasolines from paraffinic raw material sources have more saturated straight-chain or cyclic compounds. In general, most "sweet" (low sulfur) feedstocks and gasolines are paraffinic. Naphthenic raw materials contain more unsaturated, cyclic and polycyclic compounds. Raw materials with higher sulfur content tend to be naphthenic more often. The treatment of different raw gasoline streams may vary slightly depending on their composition due to the source of the feed.
Benzyna reformowana lub reformat ogólnie nie wymaga dalszej obróbki z wyjątkiem być może destylacji lub ekstrakcji rozpuszczalnikiem dla wydzielenia cennego produktu aromatycznego. Benzyny reformowane zasadniczo nie mają zanieczyszczeń siarkowych dzięki surowości ich wstępnej obróbki przed procesem i samego procesu. Benzyna krakowa, taka jak przychodzi z krakingu katalitycznego ma stosunkowo wysoką liczbę oktanową wynikającą z zawartych wniej związków olefinowych i aromatycznych. W niektórych przypadkach ta frakcja razem ze znaczącą porcją oktanu może stanowićaż połowę benzyny w zbiorniku rafinerii.Reformed naphtha or reformate generally requires no further treatment except perhaps distillation or solvent extraction to isolate a valuable aromatic product. Reform gasolines are essentially sulfur-free due to the severity of their pre-process and process pretreatment. Cracked gasoline, such as comes from catalytic cracking, has a relatively high octane number due to the olefinic and aromatic compounds contained therein. In some cases, this fraction along with a significant portion of the octane can make up as much as half of the gasoline in the refinery tank.
Materiał o zakresie temperatury wrzenia benzyny w produkcie krakowanym katalitycznie aktualnie tworzy znaczącą część (=1/3) ilości benzyny produkowanej w Stanach Zjednoczonych Ameryki i dostarcza największą porcję siarki.The material with the gasoline boiling range in the catalytically cracked product currently makes up a significant fraction (= 1/3) of the amount of gasoline produced in the United States and provides the largest portion of sulfur.
Zanieczyszczenia siarkowe mogą wymagać usunięcia, zwykle przez działanie wodoru, wcelu spełnienia wymagań dla produktu lub zapewnienia zgodności z przepisami środowiskowymi.Sulfur contamination may need to be removed, usually by exposure to hydrogen, to meet product requirements or environmental regulations.
Najbardziej popularnym sposobem usuwania związków siarki jest hydroodsiarczanie (HDS), w którym destylat z ropy naftowej jest przepuszczany nad stałym specjalnym katalizatorem zawierającym metal uwodorniający osadzony na podłożu tlenku glinu. Dodatkowo znaczne ilości wodoru znajdują się w surowcu zasilającym. Następujące równania ilustrują reakcje w typowej jednostce HDS.The most popular method of removing sulfur compounds is hydrodesulfurization (HDS), in which the petroleum distillate is passed over a special solid catalyst containing a hydrogenation metal deposited on an alumina substrate. Additionally, significant amounts of hydrogen are found in the feed. The following equations illustrate the reactions in a typical HDS unit.
(1) RSH + H2 RH + H2S (2)RCl+ H2 RH + HCl (3)RN + 2H2 RH + NH3 (4) RCOOH + 2H2 RH + 2H2O(1) RSH + H2 RH + H2S (2) RCl + H2 RH + HCl (3) RN + 2H2 RH + NH3 (4) RCOOH + 2H2 RH + 2H2O
Typowe warunki operacyjne dla reakcji HDS są następujące:Typical operating conditions for HDS reactions are as follows:
Temperatura, °C 315-415 (600 - 780°F)Temperature, ° C 315-415 (600 - 780 ° F)
Ciśnienie, kPas 4140-20700 (600 -3000 psig)Pressure, kPas 4140-20700 (600-3000 psig)
Szybkość recyklingu H2, jednostki SCF/beczkę 1500 -3000H2 recycling rate, SCF units / barrel 1500 -3000
Dodatek świeżego H2, jednostki SCF/beczkę 700 -1000Addition of fresh H2, SCF units / barrel 700 -1000
Reakcja z wodorem organicznych związków siarki w rafinowanym strumieniu, nad katalizatorem z utworzeniem H2S, jest typowo nazywana hydroodsiarczaniem. Oddziaływanie wodorem jest szerszym pojęciem, które obejmuje także nasycenie olefin i aromatów i reakcje organicznych związków azotu z wytworzeniem amoniaku. Jednakże hydroodsiarczanie jest nim objęte i czasem jest po prostu określane jako oddziaływanie wodorem.The reaction with hydrogen of the organic sulfur compounds in a refined stream over the catalyst to form H 2 S is typically called hydrodesulfurization. Hydrogen interaction is a broader concept which also includes saturation of olefins and aromatics and the reaction of organic nitrogen compounds to form ammonia. However, hydrodesulfurization is included and is sometimes simply referred to as hydrogen treatment.
Po zakończeniu oddziaływania wodoru, produkt może być frakcjonowany lub po prostu odparowany rzutowo dla uwolnienia siarkowodoru i zebrania odsiarczonej benzyny.After the hydrogen interaction is over, the product can be fractionated or simply flashed to liberate hydrogen sulfide and collect the desulfurized gasoline.
W dodatku do dostarczania wysokooktanowej mieszanki składników benzyny krakowe są często używane jako źródła olefin i w innych procesach, takich jak eteryfikacja. Warunki oddziaływaniaIn addition to providing a high octane blend of ingredients, cracked gasolines are often used as olefin sources and in other processes such as etherification. Conditions of influence
PL 196 032 B1 wodorem na frakcje benzyny dla usunięcia siarki powodują również nasycenie pewnych związków olefinowych we frakcji benzyny obniżając liczbę oktanową i powodując stratę źródła olefin.Hydrogen into the gasoline fraction to remove sulfur also saturates certain olefinic compounds in the gasoline fraction, lowering the octane number and causing a loss of the olefin source.
Przedstawiono różne propozycje usuwania siarki z pozostawieniem bardziej pożądanych olefin. Ponieważ olefiny w benzynie krakowej są głównie w jej niżej wrzącej frakcji i zanieczyszczenia zawierające siarkę mają tendencję do zbierania się we frakcji wyżej wrzącej najbardziej popularnym rozwiązaniem było wstępne frakcjonowanie przed oddziaływaniem wodorem. Wstępne rozfrakcjonowanie wytwarza benzynę o niższym zakresie wrzenia, która wrze w zakresie od C5 do około 120°C (250°F) i benzynę o wyższym zakresie wrzenia, która wrze w zakresie od około 120 do 246°C (250 - 475°F).Various proposals have been made to remove sulfur leaving the more desirable olefins. Since the olefins in cracked gasoline are mainly in its lower boiling fraction and the sulfur-containing impurities tend to accumulate in the higher boiling fraction, the most popular solution has been to pre-fractionate prior to exposure to hydrogen. Pre-fractionation produces a gasoline with a lower boiling range which boils in the range of C5 to about 120 ° C (250 ° F) and a gasoline with a higher boiling range which boils in the range of about 120 to 246 ° C (250 - 475 ° F) .
Przeważające lekkie lub niżej wrzące związki siarki są merkaptanami, podczas gdy cięższe lub wyżej wrzące związki są tiofenami i innymi związkami heterocyklicznymi. Rozdział tylko przez frakcjonowanie nie usunie merkaptanów. Jednakże, w przeszłości merkaptany były często usuwane przez procesy utleniające związane z przemywaniem ługiem. Połączenie utleniającego usuwania merkaptanów z następującym frakcjonowaniem i działaniem wodorem na cięższą frakcję ujawniono w opisie patentowym USA Nr5 320 742. W utleniającym usuwaniu merkaptanów są one przekształcane w odpowiednie siarczki.The predominant light or lower boiling sulfur compounds are mercaptans, while the heavier or higher boiling compounds are thiophenes and other heterocycles. Separation by fractionation alone will not remove mercaptans. However, in the past, mercaptans have often been removed by the oxidative processes associated with lye washing. The combination of oxidative removal of mercaptans with subsequent fractionation and treatment with hydrogen on the heavier fraction is disclosed in US Patent No. 5,320,742. In the oxidative removal of mercaptans they are converted to the corresponding sulfides.
W dodatku do oddziaływania na lżejszą porcję benzyny dla usunięcia merkaptanów lżejszą frakcje tradycyjnie używano jako surowiec zasilający do instalacji reformingu katalitycznego dla zwiększenia liczby oktanowej jeśli to konieczne. Lżejsza frakcja może być również poddana dalszemu rozdziałowi dla oddzielenia wartościowych olefin C5 (amylenów), które są używane w przygotowaniu eterów. Równoczesna obróbka i frakcjonowanie produktów zropy naftowej, włącznie z benzyną, szczególnie ciekłą katalitycznie krakowaną benzyną (benzyna FCC) są ujawnione w opisach patentowych USANr5 510 568; 5 597 476; 5 779 883; 5 807 477i6 083 378.In addition to treating the lighter gasoline portion to remove the mercaptans, the lighter fraction has traditionally been used as a feed for catalytic reformer plants to increase the octane rating if necessary. The lighter fraction can also be further separated to separate valuable C5 olefins (amylenes) which are used in the preparation of the ethers. The simultaneous treatment and fractionation of petroleum products, including gasoline, particularly liquid catalytically cracked gasoline (FCC gasoline) is disclosed in US Pat. Nos. 5,110,568; 5,597,476; 5,779,883; 5 807 477 and 6 083 378.
Na przykład opis patentowy USA Nr 5 510 568 ujawnia benzynę FCC o pełnym zakresie wrzenia poddaną działaniu wodoru w reaktorze do rozczepiania, który zawiera katalizator do tioeteryfikacji lżejszej frakcji. Merkaptany w lekkiej frakcji reagują z zawartymi wniej diolefinami (tioeteryfikacja) z wytworzeniem wyżej wrzących siarczków, które są usuwane jako pozostałość wraz z ciężką (wyżej wrzącą) benzyną FCC.For example, US Patent No. 5,510,568 discloses a full-boiling FCC gasoline treated with hydrogen in a split reactor, which contains a catalyst for the thioetherification of the lighter fraction. The light fraction mercaptans react with the lower diolefins (thioether) to form higher boiling sulfides which are removed as a residue with heavy (higher boiling) FCC gasoline.
Stwierdzono, że frakcja lekkiej benzyny FCC rozczepiana w reaktorze do rozczepiania zawiera właśnie oprócz lekkiej frakcji również merkaptany i znaczącą ilość tiofenów. Merkaptany w tej frakcji mogą być usunięte przez tioeteryfikację. Całkowita zawartość siarki we frakcji tiofenowej jest stosunkowo niska i co ważniejsze nie wymaga takiego surowego traktowania jak związki siarkowe we frakcji ciężkiej do przekształcenia tiofenu w H2S, dlatego jest mniej prawdopodobne, że olefiny we frakcji tiofenowej zostaną uwodornione.It was found that the FCC light gasoline fraction split in the split reactor contains just mercaptans and a significant amount of thiophenes in addition to the light fraction. The mercaptans in this fraction can be removed by thioetherification. The total sulfur content of the thiophene fraction is relatively low and, more importantly, does not require the same severe treatment as heavy fraction sulfur compounds to convert thiophene to H2S, therefore it is less likely that the olefins in the thiophene fraction will be hydrogenated.
Zaletą obecnego wynalazku jest to, że siarka może być usunięta z lekkiej frakcji strumienia do cięższej frakcji strumienia bez znacznej straty olefin. Zasadniczo całość siarki we frakcji cięższej jest przekształcona w H2S przez hydroodsiarczanie i łatwo oddestylowana z węglowodorów. Także, siarka w środkowej frakcji ulegnie również obniżeniu.An advantage of the present invention is that sulfur can be removed from the light stream fraction to the heavier stream fraction without significant loss of olefins. Essentially all of the sulfur in the heavier fraction is converted to H 2 S by hydrodesulfurization and easily distilled from the hydrocarbons. Also, the sulfur in the middle fraction will also decrease.
Streszczenie wynalazkuSummary of the invention
W skrócie obecny wynalazek stanowi sposób usuwania siarki ze strumienia ciekłej krakowej benzyny o pełnym zakresie wrzenia dla uzyskania wyższych standardów usunięcia siarki, przez rozczepienie lekkiej frakcji strumienia i poddanie obróbce składników zasilającej benzyny sposobem, który zabezpiecza olefiny podczas najkorzystniejszego usuwania związków siarki.Briefly, the present invention provides a method of removing sulfur from a full boiling range cracked liquid gasoline stream to achieve higher sulfur removal standards, by cleaving the light fraction of the stream and treating gasoline feed components in a manner that preserves olefins during the most favorable sulfur removal.
Korzystnie sposób obejmuje etapy:Preferably, the method comprises the steps of:
(a) rozdział strumienia krakowej benzyny o pełnym zakresie wrzenia na trzy frakcje obejmujące lekką frakcję benzyny krakowej, korzystnie wrzącej w zakresie od C5 do około 65°C (150°F), pośrednią frakcję benzyny krakowej korzystnie wrzącej w zakresie od około 65°C do około 120°C (150 - 250°F), ciężką benzynę krakową korzystnie wrzącą w zakresie od około 120°C do około 230°C (250 - 450°F);(a) separating the full boiling cracked gasoline stream into three fractions comprising a light cracked gasoline cut, preferably boiling in the range of C5 to about 65 ° C (150 ° F), an intermediate fraction of cracked gasoline preferably boiling in the range of about 65 ° C up to about 120 ° C (150-250 ° F), naphtha preferably boiling from about 120 ° C to about 230 ° C (250-450 ° F);
(b) poddanie ciężkiej benzyny krakowej hydroodsiarczaniu w pierwszym reaktorze do odsiarczania zawierającym katalizator hydroodsiarczania;(b) subjecting the naphtha cracker to hydrodesulfurization in a first desulfurization reactor containing a hydrodesulfurization catalyst;
(c) połączenie wycieku z pierwszego reaktora do hydroodsiarczania z pośrednią benzyną krakową i poddanie połączonego strumienia hydroodsiarczaniu w drugim reaktorze do hydroodsiarczania.(c) combining the effluent from the first hydrodesulfurization reactor with intermediate cracked gasoline and subjecting the combined stream to hydrodesulfurization in a second hydrodesulfurization reactor.
Zaletą tego układu są zmniejszone rozmiary i koszty kapitałowe kolumnowego reaktora destylacyjnego do hydroodsiarczania. Poziom rekombinowanych merkaptanów wchodzących do kolumnowego reaktora destylacyjnego jest obniżony. Końcowo możliwa jest oszczędność w oktanie dzięki łagodniejszemu traktowaniu frakcji olefin bogatych w tiofen.The advantage of this system is the reduced size and capital costs of the hydrodesulfurization distillation column reactor. The level of recombinant mercaptans entering the distillation column reactor is lowered. Ultimately, an octane saving is possible due to a gentler treatment of the thiophene-rich olefin fraction.
PL 196 032 B1PL 196 032 B1
Krótki opis rysunkówBrief description of the drawings
Figura 1 jest uproszczonym wykresem przepływu w jednej realizacji wynalazku.Figure 1 is a simplified flow chart in one embodiment of the invention.
Figura 2 jest uproszczonym wykresem przepływu w alternatywnej realizacji wynalazku posiadającej wstępną obróbkę przez tioeteryfikację.Figure 2 is a simplified flow chart of an alternative embodiment of the invention having pre-treatment by thioether verification.
Szczegółowy opis wynalazkuDetailed Description of the Invention
Surowiec zasilający w sposobie obejmuje zawierającą siarkę frakcję z ropy naftowej, która wrze w zakresie wrzenia benzyny. Surowce zasilające tego typu zawierają lekką benzynę mającą zakres wrzenia od około wrzenia C5 do 165°C (330°F) i benzyny o pełnym zakresie wrzenia posiadające zakres wrzenia od wrzenia od C5 do 215°C (420°F). Ogólnie sposób jest użyteczny dla benzyny o zakresie wrzenia materiału z produktów katalitycznego krakowania, ponieważ zawierają one pożądane olefiny i niechciane związki siarki. Surowe benzyny mają bardzo mało materiału olefinowego i jeśli źródło surowca nie jest „kwaśne”, bardzo mało siarki.The feed to the process comprises a sulfur-containing petroleum fraction which boils in the gasoline boiling range. These feedstocks include light gasoline having a boiling range of about C5 to 165 ° C (330 ° F) and full boiling range gasoline having a boiling range of C5 to 215 ° C (420 ° F). Generally, the method is useful for gasoline with the boiling range of catalytic cracking material as it contains the desired olefins and unwanted sulfur compounds. The crude gasolines have very little olefin material and very little sulfur unless the source of the feed is "acidic".
Zawartość siarki we frakcjach krakowanych katalitycznie będzie zależała zarówno od zawartości siarki w surowcu zasilającym kraking jaki od zakresu wrzenia wybranej frakcji używanej jako zasilanie procesu. Lżejsze frakcje będą miały mniejszą zawartość siarki niż frakcje wyżej wrzące. Początkowa frakcja benzyny zawiera większość wysokooktanowych olefin ale stosunkowo mało siarki. Składniki siarkowe w początkowej frakcji stanowią głównie merkaptany i typowymi związkami z nich są: merkaptan metylowy (metanotiol) (temperatura wrzenia 6°C) (43°F), merkaptan etylowy (etanotiol) (temperatura wrzenia 37°C) (99°F), merkaptan n-propylowy (propanotiol-1) (temperatura wrzenia 68°C) (154°F), merkaptan izo-propylowy (propanotiol-2) (temperatura wrzenia 57-60°C) (35 - 140°F), merkaptan izobutylowy (2-metylopropanotiol-1) (temperatura wrzenia 88°C) (190°F), merkaptan tert-butylowy (temperatura wrzenia 64°C) (147°F), merkaptan n-butylowy (butanotiol-1) (temperatura wrzenia 98°C) (208°F), merkaptan sec-butylowy (temperatura wrzenia 95°C) (203°F) i 3-merkaptano-heksan (temperatura wrzenia 57°C) (135°F). Typowe związki siarkowe stwierdzone w cięższej frakcji wrzącej zawierają cięższe merkaptany, siarczki tiofenu i dwusiarczki.The sulfur content of the catalytically cracked fractions will depend on both the sulfur content of the cracking feed and the boiling range of the selected fraction used as process feed. Lighter fractions will have a lower sulfur content than higher boiling fractions. The starting gasoline fraction contains most of the high-octane olefins but relatively little sulfur. The sulfur constituents in the initial fraction are mainly mercaptans and typical compounds are: methyl mercaptan (methanethiol) (boiling point 6 ° C) (43 ° F), ethyl mercaptan (ethanethiol) (boiling point 37 ° C) (99 ° F) , n-propyl mercaptan (propanethiol-1) (boiling point 68 ° C) (154 ° F), iso-propyl mercaptan (propanethiol-2) (boiling point 57-60 ° C) (35 - 140 ° F), mercaptan isobutyl (2-methylpropanethiol-1) (boiling point 88 ° C) (190 ° F), tert-butyl mercaptan (boiling point 64 ° C) (147 ° F), n-butyl mercaptan (butanethiol-1) (boiling point 98 ° C) (208 ° F), sec-butyl mercaptan (boiling point 95 ° C) (203 ° F) and 3-mercaptan hexane (boiling point 57 ° C) (135 ° F). Typical sulfur compounds found in the heavier boiling fraction include heavier mercaptans, thiophene sulfides and disulfides.
Reakcja tych merkaptanów z zawartymi w benzynie olefinami jest zwana tioeteryfikacją i jej produkty stanowią wyżej wrzące siarczki. Katalizatorem odpowiednim do reakcji diolefin z merkaptanami jest 0,4% wagowych Pd na kulkach Al2O3 (tlenku glinu) o wymiarach 7 do 14 mesh, dostarczany przez Sϋd-Chemie, oznaczony jako G-68C-1. Typowe fizyczne i chemiczne własności katalizatora, jaki jest dostarczany przez producenta są następujące:The reaction of these mercaptans with the olefins contained in gasoline is called thioetherification and its products are higher boiling sulfides. A suitable catalyst for the reaction of diolefins with mercaptans is 0.4 wt% Pd on 7 to 14 mesh Al2O3 (Alumina) beads, supplied by Sϋd-Chemie designated G-68C-1. Typical physical and chemical properties of the catalyst as supplied by the manufacturer are as follows:
Tabe l a ITabe l a I.
Innym katalizatorem używanym do reakcji merkaptan-diolefina jest Ni na tlenku krzemu/tlenku glinu w postaci wytłoczek, dostarczany przez Sϋd-Chemie, oznaczany jako C46-7-03RS. Typowe własności fizycznei chemiczne katalizatora jak podaje wytwórca są następujące:Another catalyst used for the mercaptan-diolefin reaction is Ni on silica / alumina in extrudate form, supplied by Sϋd-Chemie, denoted as C46-7-03RS. Typical physical and chemical properties of the catalyst as stated by the manufacturer are as follows:
Tabe l a IITabe l a II
PL 196 032 B1PL 196 032 B1
Szybkość podawania wodoru do reaktora musi być wystarczająca do utrzymania reakcji, ale uważa się ją za „skuteczną ilość wodoru”, ponieważ ten termin jest używany tutaj. Stosunek molowy wodoru do diolefin i acetylenów w surowcu wynosi co najmniej 1,0 do 1,0 i korzystnie 2,0 do 1,0.The rate of hydrogen feed to the reactor must be sufficient to sustain the reaction, but is considered an "effective amount of hydrogen" as this term is used here. The molar ratio of hydrogen to diolefins and acetylenes in the feed is at least 1.0 to 1.0 and preferably 2.0 to 1.0.
Innym używanym sposobem usuwania merkaptanów z lekkiej benzyny jest proces mokrego przemywania ługiem. W takim procesie lekka benzyna styka się z ługiem sodowym. Merkaptany solubilizują do wodnej fazy ługu. Następnie merkaptany reagują z wytworzeniem dwusiarczków. Ilość ekstrachowanego merkaptanu jest ograniczona rozpuszczalnością merkaptanu w roztworze ługu sodowego. Katalizator, który jest użyteczny do reakcji hydroodsiarczania zawiera metale grupy VIII takie jak kobalt, nikiel, pallad, same lub w kombinacji z innymi metalami takimi jak molibden lub wolfram, na odpowiednim nośniku, którym może być tlenek glinu, tlenek krzemu-tlenek glinu, tlenek tytanu-tlenek cyrkonu lub podobne. Normalnie metale są dostarczane jako tlenki metali osadzone na wytłoczkach lub kulkach i jako takie na ogół nie są użyteczne jako struktury destylacyjne.Another used method of removing mercaptans from light gasoline is the lye wet scrubbing process. In such a process, light gasoline is brought into contact with caustic soda. Mercaptans solubilize to the aqueous phase of the liquor. The mercaptans then react to form disulfides. The amount of mercaptan extracted is limited by the solubility of mercaptan in the caustic soda solution. The catalyst which is useful for the hydrodesulfurization reaction comprises Group VIII metals such as cobalt, nickel, palladium, alone or in combination with other metals such as molybdenum or tungsten, on a suitable support which may be alumina, silica-alumina, titanium-zirconium oxide or the like. Normally metals are provided as metal oxides deposited on extrudates or spheres and as such are generally not useful as distillation structures.
Katalizatory zawierają komponenty z metali z V, VIB, VIII grupy układu okresowego lub ich mieszaniny. Zastosowanie układu destylacyjnego zmniejsza dezaktywację i zapewnia dłuższe działanie niż instalacje do uwodorniania ze stałym złożem znane w stanie techniki. Metal grupy VIII zapewnia zwiększoną ogólną średnią aktywność. Korzystne są katalizatory zawierające metal z grupy VIB taki jak molibden i z grupy VIII taki jak kobalt lub nikiel. Katalizatory odpowiednie do reakcji hydroodsiarczania zawierają kobalt-molibden, nikiel-molibden i nikiel-wolfram. Metale na ogół występują jako tlenki osadzone na podłożu takim jak tlenek glinu, tlenek krzemu-tlenek glinu lub podobnych. Metale ulegają redukcji do siarczków zarówno podczas stosowania jak i przed użyciem przez wystawienie na działanie strumieni zawierających związki siarki. Katalizator może również katalizować uwodornienie olefin i poliolefin zawartych w lekkiej benzynie krakowej i w mniejszym stopniu izomeryzację niektórych olefin. Uwodornienie, szczególnie mono-olefin w lżejszej frakcji może nie być pożądane.The catalysts contain components made of metals from groups V, VIB, VIII of the periodic table or their mixtures. The use of a distillation system reduces deactivation and provides longer operation than prior art fixed bed hydrogenation plants. The Group VIII metal provides increased overall average activity. Catalysts containing a Group VIB metal such as molybdenum and a Group VIII metal such as cobalt or nickel are preferred. Catalysts suitable for the hydrodesulfurization reaction include cobalt-molybdenum, nickel-molybdenum and nickel-tungsten. The metals generally exist as oxides deposited on a support such as alumina, silica-alumina, or the like. Metals are reduced to sulfides both during use and before use by exposure to streams containing sulfur compounds. The catalyst can also catalyze the hydrogenation of olefins and polyolefins contained in light cracked gasoline and, to a lesser extent, the isomerization of some olefins. Hydrogenation, especially of the mono-olefins in the lighter cut, may not be desirable.
Typowe korzystne warunki reakcji tioeteryfikacji w standardowym reaktorze ze stałym złożem obejmuje temperatury w zakresie od 75 do 205°C (170 - 400°F), ciśnienia od 1000 do 2000 kPas (145 - 290 psia) i godzinową objętościową szybkość cieczy od 1do 10 objętości benzyny/objętość katalizatora/godzinę.Typical preferred conditions for the thioetherification reaction in a standard fixed bed reactor include temperatures ranging from 75 to 205 ° C (170 - 400 ° F), pressures from 1000 to 2000 kPas (145 - 290 psia), and an hourly volumetric velocity of 1 to 10 volumes of liquid. gasoline / catalyst volume / hour.
Własności typowego katalizatora hydroodsiarczania przedstawiono w tabeli III poniżej.The properties of a typical hydrodesulfurization catalyst are shown in Table III below.
Tabe la IIITabe la III
Typowo katalizator jest w formie wytłoczek o średnicy 1/8, 1/16 lub 1/32 cala i stosunku L/D od 1,5 do 10. Katalizator może również być w formie kulek mających te same średnice. Mogą one być bezpośrednio ładowane do standardowych reaktorów ze stałym złożem, które posiadają struktury podtrzymujące i rozdziału reagentów. Warunki reakcji usuwania siarki tylko w standardowym reaktorze ze stałym złożem znajdują się w zakresie 260 - 370°C (500 - 700°F) pod ciśnieniem między 2760 -6900 kPas (400 -1000 psig).Typically the catalyst is in the form of extruded particles with a diameter of 1/8, 1/16 or 1/32 inch and an L / D ratio of 1.5 to 10. The catalyst may also be in the form of spheres having the same diameters. They can be directly loaded into standard fixed bed reactors that have support structures and reagent separation. The sulfur removal reaction conditions in a standard fixed bed reactor only are in the range 260-370 ° C (500-700 ° F) at pressures between 2760-6900 kPas (400-1000 psig).
Czasy przebywania określane jako ciekła szybkość przestrzenna na godzinę typowo wynoszą na ogół pomiędzy 1,0 i 10,0. Benzyna przy prostym przepuszczaniu w reakcji ze stałym złożem może być w fazie gazowej lub ciekłej zależnie od temperatury i ciśnienia z całkowitym ciśnieniem i ilością doprowadzanego gazowego wodoru dostosowanymi do uzyskania ciśnienia cząstkowego wodoru w zakresie 690 -4830 kPas (100 -700 psia.). Operacja hydroodsiarczania przez proste przepuszczanie przez złoże stałe jest dobrze znana w stanie techniki.The residence times defined as liquid space velocity per hour are typically between 1.0 and 10.0. The gasoline in simple fixed bed reaction can be in the gaseous or liquid phase depending on temperature and pressure with the total pressure and the amount of hydrogen gas supplied adjusted to a hydrogen partial pressure in the range 690-4830 kPas (100-700 psia.). The operation of hydrodesulfurization by simple passage through a solid bed is well known in the art.
Odnosząc się teraz do rysunku Fig. 1 przedstawiony jest na nim uproszczony wykres jednej z realizacji wynalazku w schematycznej formie. Zasilająca benzyna wchodzi do reaktora rozczepiającego 10 przez przewód 101. Lekka benzyna zawierająca głównie frakcję C5 jest odbierana na szczycieReferring now to Figure 1, a simplified diagram of one embodiment of the invention is shown in schematic form. The gasoline feed enters the splitting reactor 10 via line 101. Light gasoline containing mainly the C5 fraction is withdrawn at the top.
PL 196 032 B1 przez przewód 102. Lekka benzyna zawiera także większość merkaptanów i nieco innych organicznych związków siarki. Pośrednia frakcja benzyny wrząca w zakresie od C6 do około 150°C (300°F) jest odbierana przez przewód 104 jako boczny strumień. Pośrednia frakcja benzyny zawiera przeważnie tiofeny wraz z kilkoma merkaptanami. Ciężka benzyna wrząca w zakresie 150-230°C (300-450°F) jest odbierana jako pozostałość destylacyjna przewodem 106. Ciężka benzyna może zawierać trochę tiofenu lecz zasadniczo zawiera trudniej wrzące organiczne związki siarki, które dla lepszego określenia są nazywane innymi organicznymi związkami siarki.Via line 102. Light gasoline also contains most mercaptans and some other organic sulfur compounds. The intermediate gasoline fraction, boiling in the range of C6 to about 150 ° C (300 ° F), is withdrawn through line 104 as a sidestream. The intermediate gasoline fraction mostly contains thiophenes along with a few mercaptans. Heavy gasoline boiling in the range of 150-230 ° C (300-450 ° F) is received as a distillation residue through line 106. Heavy gasoline may contain some thiophene but essentially contains less boiling organic sulfur compounds, which for better definition are other organic sulfur compounds .
Lekka benzyna w przewodzie 102 jest poddawana przemywaniu wodnym ługiem dla usunięcia merkaptanów w reaktorze 20 i odbierana jako produkt przez przewód 103 dla zastosowania przede wszystkim jako surowiec do procesu otrzymywania eteru tert-amylo metylowego. Pozostałość destylacyjna z przewodu 106 jest poddawana hydroodsiarczaniu w reaktorze 40 wodorem dodanym do procesu przewodem 107. W reaktorze 40 zasadniczo cały tiofen i większość innych organicznych związków siarki zostaje przekształcona w siarkowodór, który może być łatwo usunięty przez odparowywanie rzutowe lub destylację. Odciek z reaktora 40 jest połączony z pośrednią frakcją benzyny w przewodzie 104 i przesyłany do drugiego reaktora do hydroodsiarczania 30, gdzie dodawany jest wodór przewodem 105 dla wykończenia reakcji. Zasadniczo tiofen w pośredniej frakcji benzyny i pozostałe organiczne związki siarki w ciężkiej benzynie zostają przekształcone w siarkowodór. Połączone produkty benzynowe są odbierane z reaktora 30 przewodem 109.The light gasoline in line 102 is scrubbed with aqueous lye to remove mercaptans in reactor 20 and withdrawn as a product through line 103 for use primarily as a feedstock for the tert-amyl methyl ether process. The distillation residue in line 106 is hydrodesulfurized in reactor 40 with hydrogen added to the process through line 107. In reactor 40, substantially all of the thiophene and most of the other organic sulfur compounds are converted to hydrogen sulfide, which can be easily removed by flashing or distillation. The effluent from reactor 40 is combined with the gasoline intermediate in line 104 and sent to a second hydrodesulfurization reactor 30 where hydrogen is added through line 105 to complete the reaction. Basically the thiophene in the gasoline intermediate and the remaining organic sulfur compounds in the naphtha are converted to hydrogen sulfide. The combined gasoline products are withdrawn from reactor 30 via line 109.
Odnosząc się do rysunku Fig. 2 to pokazano na nim drugą realizację wynalazku. Cała zasilająca benzyna jest wprowadzana przewodem 101 do rektora 20, gdzie diolefiny w benzynie reagują z merkaptanami do otrzymania siarczków. Odciek z reaktora 20 jest wprowadzany przewodem 102 do reaktora do rozczepiania benzyny 10, gdzie jest ona rozczepiana na trzy frakcje. Lekka benzyna zawierająca głównie węglowodory C5 jest odbierana na szczycie przewodem 103. Ponieważ merkaptany usunięto w reaktorze do tioeteryfikacji lekka benzyna zawiera bardzo mało organicznej siarki. Pośrednia frakcja benzyny wrząca w zakresie od C6 do około 150°C (300°F) jest odbierana przewodem 104 jako boczny strumień. Pośrednia frakcja benzyny zawiera przeważnie tiofeny wraz z niektórymi merkaptanami. Ciężka benzyna wrząca w zakresie od 150 do 230°C (300-450°F) jest odbierana jako pozostałość destylacyjna przewodem 106. Ciężka benzyna może zawierać trochę tiofenu, lecz zasadniczo zawiera wyżej wrzące organiczne związki siarki, które dla lepszego określenia są nazywane innymi organicznymi związkami siarki.Referring to Figure 2, a second embodiment of the invention is shown therein. All of the gasoline feed is fed through line 101 to the reactor 20, where the diolefins in the gasoline react with the mercaptans to form sulfides. The effluent from reactor 20 is fed via line 102 to gasoline splitting reactor 10 where it is split into three fractions. Light gasoline containing mainly C5 hydrocarbons is withdrawn at the top through line 103. Since the mercaptans were removed in the thioetherification reactor, the light gasoline contains very little organic sulfur. The intermediate gasoline fraction boiling in the range of C6 to about 150 ° C (300 ° F) is withdrawn through line 104 as a side stream. The intermediate gasoline fraction mostly contains thiophenes along with some mercaptans. Heavy gasoline boiling in the range of 150 to 230 ° C (300-450 ° F) is received as a distillation residue through line 106. Heavy gasoline may contain some thiophene, but essentially contains higher boiling organic sulfur compounds, which are better termed other organic sulfur compounds.
Pozostałość destylacyjna z przewodu 106 jest poddawana hydroodsiarczaniu w reaktorze 40 wodorem dodanym do procesu przewodem 107. W reaktorze zasadniczo cały tiofen i większość innych organicznych związków siarki zostaje przekształcona w siarkowodór, który może być łatwo usunięty przez odparowanie rzutowe lub destylacją. Odciek z reaktora 40 jest połączony z pośrednią frakcją benzyny w przewodzie 104 i wprowadzany do drugiego reaktora do hydroosiarczania 30, gdzie wodór jest dodawany przewodem 105 dla zakończenia reakcji. Zasadniczo tiofen w pośredniej frakcji benzyny i pozostałe organiczne związki siarki w ciężkiej benzynie są przekształcone w siarkowodór. Połączone produkty benzynowe są pobierane z reaktora 30 przewodem 109.The distillation residue from line 106 is hydrodesulfurized in reactor 40 with hydrogen added to the process through line 107. In the reactor, substantially all of the thiophene and most of the other organic sulfur compounds are converted to hydrogen sulfide, which can be easily removed by flashing or distillation. The effluent from reactor 40 is combined with the gasoline intermediate in line 104 and fed to the second hydrosulfurization reactor 30, where hydrogen is added through line 105 to complete the reaction. Basically the thiophene in the gasoline intermediate and the remaining organic sulfur compounds in the naphtha are converted to hydrogen sulfide. The combined gasoline products are withdrawn from reactor 30 via line 109.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/015,863 US20040188327A1 (en) | 2001-06-20 | 2001-12-12 | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
PCT/US2002/035294 WO2003050207A1 (en) | 2001-12-12 | 2002-11-04 | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL368811A1 PL368811A1 (en) | 2005-04-04 |
PL196032B1 true PL196032B1 (en) | 2007-11-30 |
Family
ID=21774060
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL02368811A PL196032B1 (en) | 2001-12-12 | 2002-11-04 | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20040188327A1 (en) |
CN (1) | CN1325611C (en) |
MX (1) | MXPA04005669A (en) |
PL (1) | PL196032B1 (en) |
RO (1) | RO121858B1 (en) |
RU (1) | RU2285033C2 (en) |
WO (1) | WO2003050207A1 (en) |
ZA (1) | ZA200404086B (en) |
Families Citing this family (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7118151B2 (en) * | 2004-05-07 | 2006-10-10 | Ford Global Technologies, Llc | Automotive wet trunk with drain |
JP5048489B2 (en) | 2004-08-02 | 2012-10-17 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | Method for removing mercaptans from a gas stream containing natural gas or inert gas |
US7638041B2 (en) * | 2005-02-14 | 2009-12-29 | Catalytic Distillation Technologies | Process for treating cracked naphtha streams |
US20070095725A1 (en) * | 2005-10-31 | 2007-05-03 | Catalytic Distillation Technologies | Processing of FCC naphtha |
US7842181B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and process for the removal of sulfur from middle distillate fuels |
CN101275084B (en) * | 2007-03-30 | 2012-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for reducing sulfur content of catalytically cracked gasoline |
US20080283445A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | Powers Donald H | Hydrocarbon thermal cracking using atmospheric residuum |
US7780847B2 (en) * | 2007-10-01 | 2010-08-24 | Saudi Arabian Oil Company | Method of producing low sulfur, high octane gasoline |
CN101418233B (en) * | 2007-10-26 | 2012-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for reducing sulphur in inferior naphtha |
US20090145808A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Catalyst to attain low sulfur diesel |
US8142646B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-03-27 | Saudi Arabian Oil Company | Process to produce low sulfur catalytically cracked gasoline without saturation of olefinic compounds |
EP2250129A2 (en) | 2008-02-21 | 2010-11-17 | Saudi Arabian Oil Company | Catalyst to attain low sulfur gasoline |
US8197674B2 (en) * | 2008-09-09 | 2012-06-12 | Lummus Technology Inc. | Thioetherification processes for the removal of mercaptans from gas streams |
US9005432B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Removal of sulfur compounds from petroleum stream |
US8597501B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-12-03 | Uop Llc | Process for removing one or more sulfur compounds from a stream |
US20120048778A1 (en) * | 2010-08-25 | 2012-03-01 | Catalytic Distillation Technologies | Selective desulfurization of fcc gasoline |
US8535518B2 (en) | 2011-01-19 | 2013-09-17 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading and desulfurizing process |
CN103059957B (en) * | 2011-10-21 | 2015-10-21 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of Low-energy consumption catalytic gasoline hydrodesulfurizationmethod method |
BR112015003750B1 (en) | 2012-08-21 | 2020-04-07 | Catalytic Distillation Tech | process and system for reducing the sulfur content of a hydrocarbon stream |
CN103805249B (en) * | 2012-11-03 | 2015-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of distillate hydrogenation combined method and distillate hydrogenation clustered aggregates |
CN103789016B (en) * | 2012-11-03 | 2015-07-22 | 中国石油化工股份有限公司 | Combined distillate oil hydroprocessing method |
CN103789017B (en) * | 2012-11-03 | 2015-12-02 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of distillate hydrogenation combined technical method |
RU2514916C9 (en) * | 2012-12-28 | 2014-05-27 | Дженерейшн Инжиниринг Лтд | Method for production of commercial-grade diesel fuel of high-sulphur diesel oil cuts and device for its implementation |
US20140353209A1 (en) * | 2013-05-29 | 2014-12-04 | Uop, Llc | Process for treating a naphtha stream |
US9393538B2 (en) * | 2014-10-10 | 2016-07-19 | Uop Llc | Process and apparatus for selectively hydrogenating naphtha |
US9822317B2 (en) * | 2014-10-10 | 2017-11-21 | Uop Llc | Process and apparatus for selectively hydrogenating naphtha |
US10308883B2 (en) * | 2015-10-07 | 2019-06-04 | Axens | Process for desulfurizing cracked naphtha |
FR3049955B1 (en) | 2016-04-08 | 2018-04-06 | IFP Energies Nouvelles | PROCESS FOR TREATING A GASOLINE |
WO2017180505A1 (en) | 2016-04-14 | 2017-10-19 | Uop Llc | Process and apparatus for treating mercaptans |
FR3057578B1 (en) | 2016-10-19 | 2018-11-16 | IFP Energies Nouvelles | PROCESS FOR HYDRODESULFURING OLEFINIC ESSENCE |
US10752847B2 (en) | 2017-03-08 | 2020-08-25 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrothermal process to upgrade heavy oil |
US10703999B2 (en) | 2017-03-14 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated supercritical water and steam cracking process |
US10526552B1 (en) | 2018-10-12 | 2020-01-07 | Saudi Arabian Oil Company | Upgrading of heavy oil for steam cracking process |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4062762A (en) * | 1976-09-14 | 1977-12-13 | Howard Kent A | Process for desulfurizing and blending naphtha |
US5360532A (en) * | 1991-08-15 | 1994-11-01 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
US5346609A (en) * | 1991-08-15 | 1994-09-13 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon upgrading process |
JP3443474B2 (en) * | 1995-02-03 | 2003-09-02 | 新日本石油株式会社 | Desulfurization treatment method for catalytic cracking gasoline |
US5597476A (en) * | 1995-08-28 | 1997-01-28 | Chemical Research & Licensing Company | Gasoline desulfurization process |
CA2219681A1 (en) * | 1996-09-30 | 1998-03-31 | Jeffrey C. Trewella | Alkylation process for desulfurization of gasoline |
DK29598A (en) * | 1998-03-04 | 1999-09-05 | Haldor Topsoe As | Process for desulphurizing FCC heavy gasoline |
US6024865A (en) * | 1998-09-09 | 2000-02-15 | Bp Amoco Corporation | Sulfur removal process |
FR2807061B1 (en) * | 2000-03-29 | 2002-05-31 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR FUEL DESULFURIZATION COMPRISING DESULFURIZATION OF HEAVY AND INTERMEDIATE FRACTIONS FROM A FRACTIONATION IN AT LEAST THREE CUT |
US6495030B1 (en) * | 2000-10-03 | 2002-12-17 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of FCC naphtha |
US6610197B2 (en) * | 2000-11-02 | 2003-08-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Low-sulfur fuel and process of making |
US6444118B1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-09-03 | Catalytic Distillation Technologies | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
US6540907B1 (en) * | 2001-07-09 | 2003-04-01 | Uop Llc | Fractionation for full boiling range gasoline desulfurization |
-
2001
- 2001-12-12 US US10/015,863 patent/US20040188327A1/en not_active Abandoned
-
2002
- 2002-11-04 MX MXPA04005669A patent/MXPA04005669A/en not_active Application Discontinuation
- 2002-11-04 RO ROA200400523A patent/RO121858B1/en unknown
- 2002-11-04 PL PL02368811A patent/PL196032B1/en not_active IP Right Cessation
- 2002-11-04 WO PCT/US2002/035294 patent/WO2003050207A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-11-04 CN CNB028246136A patent/CN1325611C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-11-04 RU RU2004121185/04A patent/RU2285033C2/en not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-05-25 ZA ZA200404086A patent/ZA200404086B/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1325611C (en) | 2007-07-11 |
CN1604956A (en) | 2005-04-06 |
PL368811A1 (en) | 2005-04-04 |
ZA200404086B (en) | 2005-08-26 |
RO121858B1 (en) | 2008-06-30 |
RU2004121185A (en) | 2006-01-10 |
MXPA04005669A (en) | 2004-12-06 |
WO2003050207A1 (en) | 2003-06-19 |
RU2285033C2 (en) | 2006-10-10 |
US20040188327A1 (en) | 2004-09-30 |
WO2003050207A8 (en) | 2004-10-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL196032B1 (en) | Process for sulfur reduction in naphtha streams | |
AU2002327574B2 (en) | Process for the desulfurization of fcc naphtha | |
US6444118B1 (en) | Process for sulfur reduction in naphtha streams | |
US6303020B1 (en) | Process for the desulfurization of petroleum feeds | |
US6946068B2 (en) | Process for desulfurization of cracked naphtha | |
AU2003303873B2 (en) | Process for the production of low benzene gasoline | |
AU2002327574A1 (en) | Process for the desulfurization of fcc naphtha | |
JP2008518079A (en) | Method for producing low sulfur, low olefin gasoline | |
RO120887B1 (en) | Process for hydro-desulphurizing naphta compounds | |
CA2817065C (en) | Selective desulfurization of fcc gasoline | |
MXPA04008243A (en) | Process for the selective desulfurization of a mid range gasoline cut. | |
RU2330874C2 (en) | Method of simultaneous hydrofining and fractioning of hydrocarbon flows in light naphtha | |
RU2327731C2 (en) | Method of treating streams of light naphta hydrocarbons | |
US6676830B1 (en) | Process for the desulfurization of a light FCC naphtha | |
RU2241021C2 (en) | Process of hydrodeculfurization of oil feedstock and process of hydrodesulfurization of cracked naphtha (options) | |
US6984312B2 (en) | Process for the desulfurization of light FCC naphtha | |
US20040055935A1 (en) | Process for ultra low sulfur gasoline |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20081104 |