RU2006126089A - Способы получения неочищенного продукта и неочищенный продукт - Google Patents

Способы получения неочищенного продукта и неочищенный продукт Download PDF

Info

Publication number
RU2006126089A
RU2006126089A RU2006126089/04A RU2006126089A RU2006126089A RU 2006126089 A RU2006126089 A RU 2006126089A RU 2006126089/04 A RU2006126089/04 A RU 2006126089/04A RU 2006126089 A RU2006126089 A RU 2006126089A RU 2006126089 A RU2006126089 A RU 2006126089A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
crude product
hydrocarbons
determined
mpa
crude
Prior art date
Application number
RU2006126089/04A
Other languages
English (en)
Inventor
Томас Фэйрчайлд БРАУНСКОМБ (US)
Томас Фэйрчайлд Браунскомб
Скотт Ли ВЕЛЛИНГТОН (US)
Скотт Ли Веллингтон
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. (Us)
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. (Us), Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. (Us)
Publication of RU2006126089A publication Critical patent/RU2006126089A/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • 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
    • B01J23/78—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 alkali- or alkaline earth 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
    • B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04—Sulfides
    • 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
    • B01J27/043—Sulfides with iron group metals or platinum group metals
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • 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
    • 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
    • C10G49/02—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 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1096—Aromatics or polyaromatics
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/305—Octane number, e.g. motor octane number [MON], research octane number [RON]

Claims (30)

1. Способ получения неочищенного продукта, который содержит стадии
контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора, чтобы получить суммарный продукт, включающий неочищенный продукт, который может быть сконденсирован при 25°С и 0,101 МПа, причем неочищенное сырье имеет содержание остатка, по меньшей мере, 0,2 г остатка на 1 г неочищенного сырья; и для неорганического солевого катализатора наблюдается точка перегиба при выделении газа в диапазоне температур между 50°С и 500°С, что определяется по методу Временного анализа продуктов (ВАП); и
регулирования условий контактирования, обеспечивающая содержание остатка в неочищенном продукте, выраженнное в граммах остатка на 1 г неочищенного продукта, по большей мере, 30% от содержания остатка в неочищенном сырье, где содержание остатка определяется по методу ASTM D5307.
2. Способ получения неочищенного продукта, который содержит стадии
контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора, чтобы получить суммарный продукт, включающий неочищенный продукт, представляющий собой жидкую смесь при 25°С и 0,101 МПа, неочищенное сырье имеет содержание остатка, по меньшей мере, 0,2 г остатка на 1 г неочищенного сырья, что определяется по методу ASTM D5307; и для неорганического солевого катализатора наблюдается точка перегиба при выделении газа в диапазоне температур между 50°С и 500°С, что определяется по методу Временного анализа продуктов (ВАП); и
получения такого неочищенного продукта, в котором объем полученного неочищенного продукта, по меньшей мере, на 5% превышает объем неочищенного сырья, причем объемы измеряют при температуре 25°С и давлении 0,101 МПа.
3. Способ по п.1 или 2, в котором условия контактирования выбираются таким образом, что температура контактирования лежит выше T1, где T1 на 30°С меньше ВАП температуры неорганического солевого катализатора, и ВАП температура представляет собой самую низкую температуру, при которой неорганический солевой катализатор имеет точку перегиба при выделении газа.
4. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором выделившийся газ представляет собой пары воды и/или диоксид углерода.
5. Способ получения неочищенного продукта, который содержит стадии
контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора, чтобы получить суммарный продукт, включающий неочищенный продукт, который представляет собой жидкую смесь при 25°С и 0,101 МПа, неочищенное сырье имеет содержание остатка, по меньшей мере, 0,2 г остатка на 1 г неочищенного сырья, и неорганический солевой катализатор имеет температуру теплового перехода в диапазоне между 200°С и 500°С, что определяется по методу дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК) при скорости нагрева 10°С в минуту; и регулирования условий контактирования, обеспечивающая содержание остатка в неочищенном продукте, выраженное в граммах остатка на 1 г неочищенного продукта, по большей мере, 30% от содержания остатка для неочищенного сырья, где содержание остатка определяется по методу ASTM D5307.
6. Способ по п.5, в котором температура теплового перехода неорганического солевого катализатора находится в диапазоне между 250-450°С или 300-400°С.
7. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором неорганический солевой катализатор, который включает, по меньшей мере, один карбонат щелочных металлов, по меньшей мере, один карбонат щелочно-земельных металлов, по меньшей мере, один гидроксид щелочных металлов, по меньшей мере, один или несколько гидроксидов щелочно-земельных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочно-земельных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочно-земельных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочно-земельных металлов или их смеси.
8. Способ по п.7, в котором, по меньшей мере, один щелочной металл представляет собой натрий, калий, рубидий, цезий или их смеси; и/или один или несколько щелочно-земельных металлов представляют собой кальций, магний или их смеси.
9. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором источник водорода включает в себя водород, легкие углеводороды, воду или их смеси.
10. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором, по меньшей мере, часть суммарного продукта образуется в виде паров, причем, по меньшей мере, часть паров конденсируют при 25°С и 0,101 МПа, с образованием неочищенного продукта.
11. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора происходит в зоне контактирования, в которую подают водяной пар до или во время контактирования.
12. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором неочищенное сырье имеет от 0,2 до 0,99 г или от 0,3 до 0,8 г остатка на 1 г неочищенного сырья.
13. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором условия контактирования регулируются таким образом, что в ходе контактирования на 1 г неочищенного сырья образуется, по большей мере, 0,2 г, по большей мере, 0,15 грамма, по большей мере, 0,1 г, или, по большей мере, 0,05 г углеводородов, которые не конденсируются при 25°С и 0,101 МПа, что определяется с помощью материального баланса.
14. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором неочищенное сырье также имеет суммарное кислотное число (СКЧ), суммарное содержание Ni/V/Fe, суммарное содержание гетероатомов, выраженные в граммах Ni/V/Fe или граммах гетероатомов на 1 г сырья, и условия контактирования также регулируются таким образом, что неочищенный продукт также имеет СКЧ, суммарное содержание Ni/V/Fe, и/или суммарное содержание гетероатомов, по большей мере, 90%, от величин СКЧ, суммарного содержания Ni/V/Fe, и/или суммарного содержания гетероатомов в неочищенном сырье.
15. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6 в котором неочищенный продукт имеет на 1 г неочищенного продукта от 0,00001 до 0,2 г нафты, от 0,0001 до 0,9 г дистиллята, от 0,0001 до 0,99 г вакуумного газойля или их смеси.
16. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 6, в котором смешивают неочищенный продукт с сырьем, являющимся таким же или отличающимся от неочищенного сырья, чтобы получить смесь.
17. Неочищенный продукт или смесь, которые получают способом по любому из пп.1-16.
18. Неочищенный продукт, который содержит на 1 грамм неочищенного продукта,
по большей мере, 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения, по большей мере, 204°С (400°F) при 0,101 МПа;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 204°С и 300°С при 0,101 МПа;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 300°С и 400°С при 0,101 МПа;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 400°С и 538°С (1000°F) при 0,101 МПа, и
где углеводороды с распределением диапазона температур кипения между 20°С и 204°С содержат олефины, имеющие концевые двойные связи, и олефины, имеющие внутренние двойные связи, при молярном отношении олефинов, имеющих концевые двойные связи, к олефинам, имеющим внутренние двойные связи, по меньшей мере, 0,4, что определяется по методу ASTM D6730.
19. Неочищенный продукт по п.18, в котором углеводороды, кипящие в диапазоне температур между 20°С и 204°С, содержат от 0,001 до 0,5 г олефинов на 1 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения между 20°С и 204°С.
20. Неочищенный продукт, который содержит на 1 г неочищенного продукта,
по большей мере, 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307; и,
по меньшей мере, 0,001 г смеси углеводородов, которые имеют распределение диапазона температур кипения между 20°С и 538°С (1000°F), что определяется по методу ASTM D5307; и эта смесь углеводородов имеет на 1 грамм углеводородной смеси,
по меньшей мере, 0,001 г парафинов, что определяется по методу ASTM D6730;
по меньшей мере, 0,001 г олефинов, что определяется по методу ASTM D6730; и олефины имеют, по меньшей мере, 0,001 г олефинов с концевыми двойными связями на 1 г олефинов, что определяется по методу ASTM D6730;
по меньшей мере, 0,001 г нафты, по меньшей мере, 0,001 г керосина, который содержит, по меньшей мере, 0,2 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, что определяется по методу ASTM D5186; по меньшей мере, 0,001 г дизельного топлива, которое содержит, по меньшей мере, 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива, что определяется по методу IP 368/90; и
по меньшей мере, 0,001 г вакуумного газойля (ВГО), причем ВГО содержит, по меньшей мере, 0,3 г ароматических углеводородов на 1 грамм ВГО, что определяется по методу IP 368/90.
21. Неочищенный продукт по п.20, в котором углеводородная смесь имеет содержание парафинов в диапазоне от 0,7 до 0,98 г.
22. Неочищенная композиция, которая имеет на 1 г композиции, по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения, по большей мере, 204°С (400°F) при 0,101 МПа; по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 204°С и 300°С при 0,101 МПа; по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 300°С и 400°С при 0,101 МПа; и по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения между 400°С и 538°С (1000°F) при 0,101 МПа, и где углеводороды, которые имеют распределение диапазона температур кипения, по большей мере, 204°С, содержат изопарафины и н-парафины при весовом соотношении изопарафинов к н-парафинам, по большей мере, 1,4, что определяется по методу ASTM D6730.
23. Неочищенный продукт, который содержит на 1 г неочищенного продукта,
по большей мере, 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307; и
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения, по большей мере, 204°С (400°F) при 0,101 МПа;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения приблизительно между 204°С и 300°С при 0,101 МПа;
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения приблизительно между 300°С и 400°С при 0,101 МПа; и
по меньшей мере, 0,001 г углеводородов с распределением температур кипения приблизительно между 400°С и 538°С (1000°F) при 0,101 МПа, что определяется по методу ASTM D2887; и
где углеводороды, которые имеют распределение диапазона температур кипения приблизительно между -10°С и 204°С, содержат соединения с числом атомов углерода 4 (C4), при этом соединения С4 содержат, по меньшей мере, 0,001 г бутадиена на 1 г С4 соединений.
24. Неочищенный продукт по п.23, в котором содержание бутадиена составляет, по меньшей мере, 0,005 г.
25. Неочищенный продукт по любому из пп.17-24, который имеет весовое соотношение атомарного водорода к атомарному углероду (Н/С), по большей мере, 1,8.
26. Неочищенный продукт по любому из пп.17-24, который имеет плотность в градусах API в диапазоне от 15 до 30 при 15,5°С, где плотность в градусах API определяется по методу ASTM D6822.
27. Неочищенный продукт по любому из пп.17-24, который имеет от 0,00001 до 0,03 г или от 0,0001 до 0,01 г кокса на 1 г неочищенного продукта.
28. Способ получения транспортного топлива, котельного топлива, смазочных средств или химикалий, который включает в себя переработку неочищенного продукта или смеси, по любому из пп.17-27.
29. Способ по п.28, в котором переработка включает в себя дистилляцию неочищенного продукта или смеси, чтобы получить одну или несколько дистиллятных фракций.
30. Способ по п.28 или 29, в котором переработка включает гидроочистку.
RU2006126089/04A 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта и неочищенный продукт RU2006126089A (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US53150603P 2003-12-19 2003-12-19
US60/531,506 2003-12-19
US61879904P 2004-10-14 2004-10-14
US60/618,799 2004-10-14

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2006126089A true RU2006126089A (ru) 2008-02-10

Family

ID=34713791

Family Applications (6)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006126085/04A RU2006126085A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126084/04A RU2372381C2 (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта
RU2006126088/04A RU2006126088A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126091/04A RU2006126091A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126086/15A RU2379331C2 (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа
RU2006126089/04A RU2006126089A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта и неочищенный продукт

Family Applications Before (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006126085/04A RU2006126085A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126084/04A RU2372381C2 (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта
RU2006126088/04A RU2006126088A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126091/04A RU2006126091A (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способ получения неочищенного продукта
RU2006126086/15A RU2379331C2 (ru) 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа

Country Status (13)

Country Link
EP (13) EP1716220A2 (ru)
JP (13) JP2007514829A (ru)
KR (7) KR20060130112A (ru)
AU (7) AU2004309352B2 (ru)
BR (13) BRPI0405583A (ru)
CA (13) CA2559839C (ru)
EA (4) EA010396B1 (ru)
MX (10) MXPA06006793A (ru)
NL (12) NL1027777C2 (ru)
RU (6) RU2006126085A (ru)
SG (2) SG149048A1 (ru)
TW (7) TW200533738A (ru)
WO (13) WO2005066308A2 (ru)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7828958B2 (en) * 2003-12-19 2010-11-09 Shell Oil Company Systems and methods of producing a crude product
EP1941127A1 (en) * 2005-10-24 2008-07-09 Shell Oil Company Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths
JP5506139B2 (ja) * 2007-01-18 2014-05-28 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 化学装置に対する腐食を低減する方法
US20080272061A1 (en) * 2007-05-03 2008-11-06 Baker Hughes Incorporated Methods and Compositions for Deactivating Organic Acids in Oil
BRPI0820362A2 (pt) * 2007-11-28 2015-05-12 Saudi Arabian Oil Co Processo para melhorar a qualidade do petróleo bruto altamente ceroso através de água quente pressurizada.
US7862708B2 (en) 2007-12-13 2011-01-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for the desulfurization of heavy oils and bitumens
CA2721002C (en) * 2008-04-10 2017-08-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Catalyst systems and methods for converting a crude feed with such catalyst systems
US8114806B2 (en) * 2008-04-10 2012-02-14 Shell Oil Company Catalysts having selected pore size distributions, method of making such catalysts, methods of producing a crude product, products obtained from such methods, and uses of products obtained
FR2932813B1 (fr) 2008-06-18 2010-09-03 Total France Lubrifiant cylindre pour moteur marin deux temps
AU2009344873A1 (en) * 2009-04-20 2011-11-10 Bp Corporation North America Inc. Process for regenerating coked particles
CA2771576C (en) * 2009-08-31 2019-09-17 Rudolf W. Gunnerman Non-fractionation process for production of low-boiling fuel from crude oil or fractions thereof
US9512368B2 (en) 2009-11-02 2016-12-06 Field Upgrading Limited Method of preventing corrosion of oil pipelines, storage structures and piping
CN104818047A (zh) * 2009-11-02 2015-08-05 塞拉麦泰克股份有限公司 用碱金属和烃对石油原料的提质
US9546325B2 (en) 2009-11-02 2017-01-17 Field Upgrading Limited Upgrading platform using alkali metals
US9688920B2 (en) 2009-11-02 2017-06-27 Field Upgrading Limited Process to separate alkali metal salts from alkali metal reacted hydrocarbons
CA2997472C (en) * 2011-11-16 2020-02-25 Field Upgrading Limited Device and method for upgrading petroleum feedstocks using an alkali metal conductive membrane
TWI481584B (zh) * 2012-11-22 2015-04-21 Ind Tech Res Inst 酯類脫氧的方法
US9364773B2 (en) 2013-02-22 2016-06-14 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US9708196B2 (en) 2013-02-22 2017-07-18 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US11440815B2 (en) 2013-02-22 2022-09-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
CA2843041C (en) 2013-02-22 2017-06-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
WO2015007230A1 (zh) 2013-07-18 2015-01-22 中国石油大学(北京) 一种铁基加氢催化剂及其应用
CN110665543A (zh) * 2019-11-07 2020-01-10 西安石油大学 一种稠油高温降粘用金属-粘土复合催化剂及其制备方法

Family Cites Families (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB286206A (en) * 1927-02-28 1928-12-18 Georges Hugel Process for the hydrogenation of organic substances, especially of the products of the distillation of coals and petroleum oils
US1954478A (en) * 1930-02-14 1934-04-10 Universal Oil Prod Co Treatment of hydrocarbon oils
US2652319A (en) 1949-01-03 1953-09-15 Standard Oil Dev Co Process for water-gas generation
US2738307A (en) * 1951-04-09 1956-03-13 Sinclair Refining Co Hydrocracking of heavy oils
US2854496A (en) * 1953-08-31 1958-09-30 Houdry Process Corp Process for the catalytic hydrogenation of unsaturated hydrocarbons and their derivatives
NL267291A (ru) * 1959-05-14 1900-01-01
NL285285A (ru) 1961-11-10
US3179584A (en) 1962-02-23 1965-04-20 Exxon Research Engineering Co Oil coking with increased hydrogen production
US3139398A (en) * 1962-03-01 1964-06-30 California Research Corp Method of operating a hydrocracking process to increase on-stream life of catalyst and improve product quality
US3252773A (en) * 1962-06-11 1966-05-24 Pullman Inc Gasification of carbonaceous fuels
US3164545A (en) * 1962-12-26 1965-01-05 Exxon Research Engineering Co Desulfurization process
US3417029A (en) * 1963-04-05 1968-12-17 Pullman Inc Catalyst composition
US3558747A (en) 1967-01-30 1971-01-26 Ethyl Corp Dihydrocarbylhydroxyphenyl phosphorus-containing antioxidants
US3553279A (en) * 1968-03-29 1971-01-05 Texas Instruments Inc Method of producing ethylene
US3679577A (en) * 1968-11-29 1972-07-25 Shell Oil Co Molten salt hydrofining process
US3663431A (en) * 1969-10-15 1972-05-16 Union Oil Co Two-phase hydrocarbon conversion system
US3622495A (en) 1970-01-22 1971-11-23 Universal Oil Prod Co Multiple-stage slurry processing for black oil conversion
US3890432A (en) * 1970-05-05 1975-06-17 Chevron Res Catalytic hydrogen manufacture
US3759677A (en) * 1970-05-05 1973-09-18 Chevron Res Catalytic synthesis gas manufacture
US3803023A (en) * 1970-06-09 1974-04-09 Exxon Research Engineering Co Steam gasification of coke
US3745109A (en) * 1970-10-01 1973-07-10 North American Rockwell Hydrocarbon conversion process
US3765851A (en) * 1970-12-14 1973-10-16 Chervon Res Co Gas production
US3740193A (en) * 1971-03-18 1973-06-19 Exxon Research Engineering Co Hydrogen production by catalytic steam gasification of carbonaceous materials
US3816298A (en) * 1971-03-18 1974-06-11 Exxon Research Engineering Co Hydrocarbon conversion process
US3715303A (en) * 1971-05-18 1973-02-06 Standard Oil Co Hydrotreatment of fossil fuels
BE788938A (fr) * 1971-09-24 1973-03-19 Shell Int Research Offracties werkwijze voor de bereiding van lichte koolwaterst
US3847797A (en) 1971-10-05 1974-11-12 Exxon Research Engineering Co Visbreaking a heavy hydrocarbon feedstock in a regenerable molten medium
GB1397130A (en) * 1972-06-06 1975-06-11 Exxon Research Engineering Co Process for treating sulphur-containing hydrocarbons
JPS5139645B2 (ru) 1972-12-30 1976-10-29
US3862025A (en) * 1973-01-02 1975-01-21 Exxon Research Engineering Co Melt cracking for lubricating oils
US3948759A (en) 1973-03-28 1976-04-06 Exxon Research And Engineering Company Visbreaking a heavy hydrocarbon feedstock in a regenerable molten medium in the presence of hydrogen
US3960708A (en) 1974-05-31 1976-06-01 Standard Oil Company Process for upgrading a hydrocarbon fraction
US3960706A (en) * 1974-05-31 1976-06-01 Standard Oil Company Process for upgrading a hydrocarbon fraction
US3923635A (en) * 1974-06-17 1975-12-02 Exxon Research Engineering Co Catalytic upgrading of heavy hydrocarbons
JPS5153505A (en) * 1974-11-07 1976-05-12 Showa Oil Tankasuisono henkanhoho
US4003824A (en) * 1975-04-28 1977-01-18 Exxon Research And Engineering Company Desulfurization and hydroconversion of residua with sodium hydride and hydrogen
DE2558505A1 (de) * 1975-04-28 1976-11-18 Exxon Research Engineering Co Verfahren zur entschwefelung und hydrierung von kohlenwasserstoffen
US4003823A (en) * 1975-04-28 1977-01-18 Exxon Research And Engineering Company Combined desulfurization and hydroconversion with alkali metal hydroxides
DE2530600C2 (de) * 1975-07-09 1984-02-02 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Verfahren zur katalytischen Druckvergasung fossiler Brennstoffe mit Wasserdampf
US4067799A (en) * 1976-07-02 1978-01-10 Exxon Research And Engineering Company Hydroconversion process
US4119528A (en) * 1977-08-01 1978-10-10 Exxon Research & Engineering Co. Hydroconversion of residua with potassium sulfide
US4127470A (en) 1977-08-01 1978-11-28 Exxon Research & Engineering Company Hydroconversion with group IA, IIA metal compounds
CA1094492A (en) * 1977-10-24 1981-01-27 Ramaswami Ranganathan Hydrocracking of heavy oils using iron coal catalyst
US4147617A (en) * 1978-04-06 1979-04-03 Mobil Oil Corporation Processing hydrocarbon feed of high carbon residue and high metals content
US4212729A (en) * 1978-07-26 1980-07-15 Standard Oil Company (Indiana) Process for demetallation and desulfurization of heavy hydrocarbons
US4313818A (en) * 1978-10-30 1982-02-02 Exxon Research & Engineering Co. Hydrocracking process utilizing high surface area catalysts
JPS55104920A (en) 1979-01-30 1980-08-11 Nippon Mining Co Ltd Manufacture of lightened oil and hydrogen from heavy oil
GB2056478B (en) * 1979-08-10 1983-03-02 Coal Ind Coal liquefaction process
US4357229A (en) * 1979-11-01 1982-11-02 Exxon Research And Engineering Co. Catalysts and hydrocarbon treating processes utilizing the same
JPS601056B2 (ja) * 1980-02-19 1985-01-11 千代田化工建設株式会社 アスファルテンを含む重質炭化水素油の水素化処理
JPS56118490A (en) * 1980-02-25 1981-09-17 Mitsubishi Chem Ind Ltd Conversion of petroleum heavy hydrocarbon oil to light hydrocarbon oil
US4336034A (en) * 1980-03-10 1982-06-22 Exxon Research & Engineering Co. Process for the catalytic gasification of coal
US4424110A (en) * 1980-08-29 1984-01-03 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process
US4438218A (en) * 1981-07-27 1984-03-20 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Catalyst for sulphur removal from hydrocarbons
US4500323A (en) * 1981-08-26 1985-02-19 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Process for the gasification of raw carboniferous materials
US4591426A (en) 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
GB2120675B (en) * 1982-05-22 1986-07-16 Ca Minister Energy Hydrocracking of heavy oils in presence of pyrite particles
DE3222653C1 (de) * 1982-06-16 1983-04-21 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Verfahren zum Umsetzen von kohlenstoffhaltigem Brennstoff zu einem brennbaren Produktgas
US4437980A (en) 1982-07-30 1984-03-20 Rockwell International Corporation Molten salt hydrotreatment process
US4886594A (en) * 1982-12-06 1989-12-12 Amoco Corporation Hydrotreating catalyst and process
FR2559497B1 (fr) * 1984-02-10 1988-05-20 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residus petroliers lourds en hydrogene et hydrocarbures gazeux et distillables
US4626412A (en) 1984-12-14 1986-12-02 Monsanto Company Method and apparatus for carrying out catalyzed chemical reactions and for studying catalysts
US5264183A (en) 1984-12-14 1993-11-23 Monsanto Company Method and apparatus for carrying out catalyzed chemical reactions and for studying catalysis
US4913799A (en) * 1984-12-18 1990-04-03 Uop Hydrocracking catalysts and processes employing non-zeolitic molecular sieves
DE3572003D1 (en) * 1984-12-27 1989-09-07 Mobil Oil Corp Process for hydrocracking and catalytic dewaxing
US4666878A (en) * 1984-12-28 1987-05-19 Exxon Research And Engineering Company Amorphous, iron promoted Mo and W sulfide hydroprocessing catalysts and uses thereof
US4665261A (en) 1985-06-21 1987-05-12 Atlantic Richfield Company Hydrocarbon conversion process using a molten salt
FR2588879B1 (fr) * 1985-10-18 1988-09-16 Elf France Procede d'hydrotraitement des charges hydrocarbonees
US5166118A (en) 1986-10-08 1992-11-24 Veba Oel Technologie Gmbh Catalyst for the hydrogenation of hydrocarbon material
DE3737370C1 (de) 1987-11-04 1989-05-18 Veba Oel Entwicklungs Gmbh Verfahren zur hydrierenden Konversion von Schwer- und Rueckstandsoelen,Alt- und Abfalloelen in Mischung mit Klaerschlaemmen
GB8727777D0 (en) * 1987-11-27 1987-12-31 Shell Int Research Heavy oil cracking process
CA1300068C (en) * 1988-09-12 1992-05-05 Keith Belinko Hydrocracking of heavy oil in presence of ultrafine iron sulphate
GB8912698D0 (en) * 1989-06-02 1989-07-19 Shell Int Research Heavy oil conversion process
US5039489A (en) 1990-04-17 1991-08-13 Gleaves John T Apparatus for catalyst analysis
US5171727A (en) 1991-08-26 1992-12-15 Uop Method of preparing a catalyst for the hydroconversion of asphaltene-containing hydrocarbonaceous charge stocks
US5296130A (en) * 1993-01-06 1994-03-22 Energy Mines And Resources Canada Hydrocracking of heavy asphaltenic oil in presence of an additive to prevent coke formation
US5358629A (en) * 1993-01-21 1994-10-25 Texaco Inc. Hydroconversion process containing a molybdenum complex recovered from epoxidation of olefinic hydrocarbons
US5374348A (en) * 1993-09-13 1994-12-20 Energy Mines & Resources - Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy hydrocarbon recycle
FR2758278B1 (fr) * 1997-01-15 1999-02-19 Inst Francais Du Petrole Catalyseur comprenant un sulfure mixte et utilisation en hydroraffinage et hydroconversion d'hydrocarbures
US5928497A (en) * 1997-08-22 1999-07-27 Exxon Chemical Pateuts Inc Heteroatom removal through countercurrent sorption
US5897769A (en) * 1997-08-29 1999-04-27 Exxon Research And Engineering Co. Process for selectively removing lower molecular weight naphthenic acids from acidic crudes
FR2780307B1 (fr) * 1998-06-25 2000-08-11 Inst Francais Du Petrole Catalyseur d'hydrocraquage a base d'une zeolithe desaluminee et d'une phase sulfure mixte comprenant du soufre, au moins un element du groupe vb et au moins un element du groupe vib
AU2001284027A1 (en) * 2000-09-04 2002-03-22 Akzo Nobel N.V. Process for effecting ultra-deep hds of hydrocarbon feedstocks
US6547957B1 (en) 2000-10-17 2003-04-15 Texaco, Inc. Process for upgrading a hydrocarbon oil
US6797126B2 (en) * 2001-04-24 2004-09-28 Reactive Energy Llc Process for the desulphurization and upgrading fuel oils
US6841062B2 (en) 2001-06-28 2005-01-11 Chevron U.S.A. Inc. Crude oil desulfurization
US20030149317A1 (en) 2002-02-04 2003-08-07 Rendina David Deck Hydrogenation catalysts and methods

Also Published As

Publication number Publication date
NL1027782A1 (nl) 2005-06-22
KR20060130115A (ko) 2006-12-18
JP2007514846A (ja) 2007-06-07
AU2004312366B2 (en) 2008-07-10
CA2551164A1 (en) 2005-07-14
WO2005063936A2 (en) 2005-07-14
KR20060134026A (ko) 2006-12-27
NL1027783A1 (nl) 2005-06-22
BRPI0405575A (pt) 2005-09-20
NL1027784C2 (nl) 2006-08-23
NL1027775C2 (nl) 2008-06-10
TW200532011A (en) 2005-10-01
NL1027780C2 (nl) 2006-08-22
CA2548838A1 (en) 2005-07-21
MXPA06006741A (es) 2006-08-18
MXPA06006796A (es) 2006-12-19
RU2006126088A (ru) 2008-02-10
KR20060130112A (ko) 2006-12-18
EA200601184A1 (ru) 2006-12-29
JP2007514535A (ja) 2007-06-07
AU2004303865A1 (en) 2005-07-07
EP1702024A2 (en) 2006-09-20
EP1704209A2 (en) 2006-09-27
WO2005066302A2 (en) 2005-07-21
NL1027781C2 (nl) 2006-08-22
SG149048A1 (en) 2009-01-29
JP2007514844A (ja) 2007-06-07
EA009091B1 (ru) 2007-10-26
AU2004312368A1 (en) 2005-07-21
AU2004309352B2 (en) 2009-03-26
TW200535229A (en) 2005-11-01
CA2548838C (en) 2013-08-13
NL1027781A1 (nl) 2005-06-22
MXPA06006900A (es) 2006-12-19
WO2005066304A2 (en) 2005-07-21
EP1702023A2 (en) 2006-09-20
RU2006126091A (ru) 2008-02-10
WO2005061664A3 (en) 2006-05-11
BRPI0405569A (pt) 2005-08-30
BRPI0405585A (pt) 2005-09-27
NL1027774C2 (nl) 2006-08-29
CA2549418C (en) 2014-04-22
CA2559839C (en) 2013-03-12
AU2004312366A1 (en) 2005-07-21
TW200533738A (en) 2005-10-16
CA2549418A1 (en) 2005-07-21
NL1027780A1 (nl) 2005-06-22
WO2005063675A2 (en) 2005-07-14
EP1702041A2 (en) 2006-09-20
NL1027778C2 (nl) 2006-09-11
BRPI0405580A (pt) 2005-09-20
EP1704207A2 (en) 2006-09-27
AU2004308916A1 (en) 2005-07-14
AU2004312368B2 (en) 2008-10-16
AU2004308916B2 (en) 2007-12-13
CA2549405A1 (en) 2005-07-21
CA2550244A1 (en) 2005-07-21
MXPA06006743A (es) 2006-08-18
WO2005066302A3 (en) 2006-01-05
NL1027776A1 (nl) 2005-06-22
BRPI0405581A (pt) 2005-09-20
BRPI0405935A (pt) 2005-10-04
WO2005066309A2 (en) 2005-07-21
CA2550437C (en) 2014-02-11
EA012632B1 (ru) 2009-12-30
KR20060130111A (ko) 2006-12-18
WO2005066304A3 (en) 2005-09-22
WO2005061671A3 (en) 2006-02-23
WO2005063936A3 (en) 2006-02-09
WO2005066316A2 (en) 2005-07-21
WO2005061671A2 (en) 2005-07-07
WO2005066308A3 (en) 2006-03-30
BRPI0405724A (pt) 2005-10-04
NL1027777A1 (nl) 2005-06-22
KR20070001098A (ko) 2007-01-03
WO2005063932A2 (en) 2005-07-14
MXPA06006793A (es) 2006-12-19
KR20060130116A (ko) 2006-12-18
EP1702048A2 (en) 2006-09-20
WO2005066309A3 (en) 2006-01-05
MXPA06006742A (es) 2006-08-18
NL1027783C2 (nl) 2006-08-23
NL1027775A1 (nl) 2005-06-22
WO2005061664A2 (en) 2005-07-07
MXPA06006791A (es) 2006-12-19
EP1702021A2 (en) 2006-09-20
TW200535232A (en) 2005-11-01
BRPI0405721A (pt) 2005-10-04
WO2005066305A3 (en) 2006-01-19
RU2379331C2 (ru) 2010-01-20
NL1027773C2 (nl) 2006-08-24
CA2551092A1 (en) 2005-07-07
WO2005066316A3 (en) 2005-09-22
NL1027779C2 (nl) 2006-09-20
NL1027774A1 (nl) 2005-06-22
CA2559798A1 (en) 2005-07-14
NL1027773A1 (nl) 2005-06-22
EP1704210A2 (en) 2006-09-27
EP1702046A2 (en) 2006-09-20
MXPA06006797A (es) 2006-12-19
RU2006126086A (ru) 2008-01-27
TW200535231A (en) 2005-11-01
BRPI0405574A (pt) 2005-08-30
CA2549584A1 (en) 2005-07-14
EA011220B1 (ru) 2009-02-27
JP2007514823A (ja) 2007-06-07
JP2007514822A (ja) 2007-06-07
JP2007514839A (ja) 2007-06-07
TW200535233A (en) 2005-11-01
CA2550437A1 (en) 2005-07-21
EA200601183A1 (ru) 2006-10-27
CA2549405C (en) 2013-07-23
JP4768631B2 (ja) 2011-09-07
AU2004309348A1 (en) 2005-07-14
NL1027777C2 (nl) 2006-08-22
WO2005063675A3 (en) 2006-02-09
JP2007516329A (ja) 2007-06-21
WO2005066305A2 (en) 2005-07-21
EA200601185A1 (ru) 2006-10-27
JP2007514848A (ja) 2007-06-07
EP1702038A2 (en) 2006-09-20
WO2005061665A3 (en) 2006-04-20
RU2006126084A (ru) 2008-02-10
CA2550255A1 (en) 2005-07-21
WO2005061665A2 (en) 2005-07-07
CA2559798C (en) 2012-12-04
KR20070055994A (ko) 2007-05-31
JP2007514825A (ja) 2007-06-07
JP4712723B2 (ja) 2011-06-29
TW200530389A (en) 2005-09-16
NL1027784A1 (nl) 2005-06-22
AU2004309348B2 (en) 2009-02-12
CA2559839A1 (en) 2005-07-07
JP2007516330A (ja) 2007-06-21
CA2549880A1 (en) 2005-07-14
WO2005063928A3 (en) 2005-11-10
CA2567554A1 (en) 2005-07-07
RU2006126085A (ru) 2008-02-10
RU2372381C2 (ru) 2009-11-10
BRPI0405536A (pt) 2005-09-20
NL1027778A1 (nl) 2005-06-22
JP2007518846A (ja) 2007-07-12
BRPI0405723A (pt) 2005-10-04
NL1027782C2 (nl) 2006-08-22
WO2005066308A2 (en) 2005-07-21
BRPI0405583A (pt) 2005-09-20
EP1704212A2 (en) 2006-09-27
WO2005063928A2 (en) 2005-07-14
NL1027776C2 (nl) 2006-08-24
WO2005063932A3 (en) 2005-12-22
SG149056A1 (en) 2009-01-29
JP2007514829A (ja) 2007-06-07
EA200601186A1 (ru) 2007-02-27
MXPA06006804A (es) 2006-08-23
AU2004312372A1 (en) 2005-07-21
AU2004312372B2 (en) 2009-03-12
BRPI0405563A (pt) 2005-09-20
NL1027779A1 (nl) 2005-06-22
AU2004309352A1 (en) 2005-07-14
MXPA06006790A (es) 2007-03-23
EP1704202A2 (en) 2006-09-27
EP1716220A2 (en) 2006-11-02
EA010396B1 (ru) 2008-08-29
JP2007517091A (ja) 2007-06-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2006126089A (ru) Способы получения неочищенного продукта и неочищенный продукт
Speight Handbook of petroleum product analysis
JP6553072B2 (ja) オレフィンおよび芳香族化合物プラントと統合された製油所の水素システムにおける水素ガスの供給と配分の制御方法
US4543177A (en) Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water
Chaala et al. Production of coke from scrap tire vacuum pyrolysis oil
JP2007514535A5 (ru)
US5296130A (en) Hydrocracking of heavy asphaltenic oil in presence of an additive to prevent coke formation
JP2007514839A5 (ru)
JP2014522901A (ja) アルカリ金属を使用する石油原料の改質
JP2007516330A5 (ru)
JP2007514823A5 (ru)
JP2007514846A5 (ru)
US5711870A (en) Delayed coking process with water and hydrogen donors
RU2626955C2 (ru) Введение добавок в коксовый барабан
Krishna et al. Visbreaking studies on Aghajari long residue
WO2011005400A1 (en) Coking process additives and related processes
NO126921B (ru)
US1608328A (en) Synthesizing oils
US9546325B2 (en) Upgrading platform using alkali metals
Smith et al. Hydrogenation of shale oil
NO840773L (no) Spalting og hydrogenering av motstandsdyktige petroleum-restprodukter, slik som asfaltener, harpikser ol
US1960206A (en) Process for the production of motor fuels
Kadiev et al. Hydrofining of Oil Shale Pyrolysis Tar in the Presence of Ultradispersed Catalysts
JP7436124B2 (ja) 合成ガスの製造方法
RU2612963C1 (ru) Способ получения тяжёлого нефтяного топлива

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20090323