RU2009146977A - Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.мас. - 2% мас. асфальтенов - Google Patents

Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.мас. - 2% мас. асфальтенов Download PDF

Info

Publication number
RU2009146977A
RU2009146977A RU2009146977/04A RU2009146977A RU2009146977A RU 2009146977 A RU2009146977 A RU 2009146977A RU 2009146977/04 A RU2009146977/04 A RU 2009146977/04A RU 2009146977 A RU2009146977 A RU 2009146977A RU 2009146977 A RU2009146977 A RU 2009146977A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
catalyst
reactors
hydrotreating
hydrodemetallation
section
Prior art date
Application number
RU2009146977/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2509798C2 (ru
Inventor
Ян ВЕРСТРАТЕ (FR)
Ян ВЕРСТРАТЕ
Юг ДЮЛО (FR)
Юг ДЮЛО
Фабрис БЕРТОНСИНИ (FR)
Фабрис БЕРТОНСИНИ
Эрик САНЧЕС (FR)
Эрик САНЧЕС
Original Assignee
Ифп (Fr)
Ифп
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 Ифп (Fr), Ифп filed Critical Ифп (Fr)
Publication of RU2009146977A publication Critical patent/RU2009146977A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2509798C2 publication Critical patent/RU2509798C2/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
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • 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
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers

Abstract

1. Способ гидрокрекинга углеводородного сырья, содержащего 200 м.д. - 2% мас. асфальтенов и/или больше 10 м.д. мас. металлов, в котором: ! указанное сырье подвергают обработке гидродеметаллированием при температуре от 300 до 450°С, общем давлении от 50 до 300 бар и отношении водород/углеводороды от 200 до 2000 Нм3/м3, причем указанную обработку проводят по меньшей мере в 2 реакторах периодического действия, каждый из которых содержит по меньшей мере один катализатор гидродеметаллирования и возможно содержит один катализатор деазотирования, причем указанные реакторы расположены последовательно для циклического использования, заключающегося в последовательном повторе стадий b) и c), определяемых ниже: ! а) стадия, на которой реакторы используют все вместе в течение времени, равного, но не превышающего время дезактивации и/или забивания одного из них, !b) стадия, на которой по меньшей мере один из реакторов замыкается, и катализатор, который он содержит, регенерируется и/или заменяется свежим или регенерированным катализатором, ! с) стадия, на которой реакторы используют все вместе, причем реактор(ы) периодического действия, катализатор которого(ых) был регенерирован и/или заменен на предыдущей стадии, повторно подключают или в первоначальное положение, или в другое положение среди реакторов периодического действия, и указанная стадия продолжается в течение времени, равного, но не превышающего время дезактивации и/или забивания одного из реакторов периодического действия, ! - затем по меньшей мере часть потока, который по меньшей мере частично подвергся деметаллированию и возможно частично деазотированию, подвергают гидроочист

Claims (18)

1. Способ гидрокрекинга углеводородного сырья, содержащего 200 м.д. - 2% мас. асфальтенов и/или больше 10 м.д. мас. металлов, в котором:
указанное сырье подвергают обработке гидродеметаллированием при температуре от 300 до 450°С, общем давлении от 50 до 300 бар и отношении водород/углеводороды от 200 до 2000 Нм3/м3, причем указанную обработку проводят по меньшей мере в 2 реакторах периодического действия, каждый из которых содержит по меньшей мере один катализатор гидродеметаллирования и возможно содержит один катализатор деазотирования, причем указанные реакторы расположены последовательно для циклического использования, заключающегося в последовательном повторе стадий b) и c), определяемых ниже:
а) стадия, на которой реакторы используют все вместе в течение времени, равного, но не превышающего время дезактивации и/или забивания одного из них,
b) стадия, на которой по меньшей мере один из реакторов замыкается, и катализатор, который он содержит, регенерируется и/или заменяется свежим или регенерированным катализатором,
с) стадия, на которой реакторы используют все вместе, причем реактор(ы) периодического действия, катализатор которого(ых) был регенерирован и/или заменен на предыдущей стадии, повторно подключают или в первоначальное положение, или в другое положение среди реакторов периодического действия, и указанная стадия продолжается в течение времени, равного, но не превышающего время дезактивации и/или забивания одного из реакторов периодического действия,
- затем по меньшей мере часть потока, который по меньшей мере частично подвергся деметаллированию и возможно частично деазотированию, подвергают гидроочистке в секции гидроочистки, содержащей по меньшей мере один катализатор гидрообработки для понижения содержания органического азота ниже 20 м.д. мас., при этом гидроочисту проводят при температуре от 300 до 450°С, общем давлении от 50 до 300 бар и отношении водород/углеводороды от 200 до 2000 Нм3/м3,
- затем по меньшей часть потока, который по меньшей мере частично подвергся деазотированию, подвергают гидрокрекингу в секции гидрокрекинга, содержащей по меньшей мере один катализатор гидрокрекинга в неподвижном слое при температуре от 300 до 450°С, общем давлении от 50 до 300 бар и отношении водород/углеводороды от 300 до 3000 Нм3/м3,
- затем по меньшей часть потока, который подвергся гидрокрекингу, подвергают атмосферной перегонке для получения по меньшей мере одной фракции газойля, фракции нафта и атмосферного остатка, при этом остаток возможно по меньшей мере частично подвергают вакуумной перегонке для получения по меньшей мере одного вакуум-дистиллята и вакуумного остатка.
2. Способ по п.1, в котором реактор периодического действия, катализатор которого был регенерирован и/или заменен, повторно подключают так, чтобы он находился в последнем положении относительно направления течения сырья в серии реакторов периодического действия.
3. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором способ осуществляется в соответствии с одной из следующих альтернатив:
- секции гидроочистки и гидрокрекинга содержат реакторы периодического действия,
- все секции содержат реакторы периодического действия и замыкаемые реакторы или каталитические слои,
- секция гидродеметаллирования содержит реакторы периодического действия, а также по меньшей мере один замыкаемый реактор или каталитический слой, секции HDR и НСК состоят из замыкаемых реакторов или каталитических слоев,
- секция гидродеметаллирования содержит только реакторы периодического действия (предпочтительно 2), а секции гидроочистки и гидрокрекинга содержат один замыкаемый реактор или каталитический слой.
4. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором секция гидродеметаллирования и/или гидроочистки работает с последовательностью из 2 или более катализаторов гидродеметаллирования и/или гидроочистки соответственно, средний диаметр которых уменьшается в направлении течения сырья.
5. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором секция гидродеметаллирования и/или секция гидроочистки работает с последовательностью из 2 или более катализаторов гидродеметаллирования и/или гидроочистки соответственно, активность которых повышается в направлении течения сырья.
6. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором каждый из реакторов периодического действия содержит катализатор гидродеметаллирования и катализатор гидродеазотирования.
7. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором секции гидродеметаллирования и гидроочистки работают с каталитической системой, содержащей по меньшей мере два катализатора, один для гидродеметаллирования и другой для гидроочистки,
- указанные катализаторы содержат по меньшей мере один носитель, состоящий из пористого огнеупорного оксида, по меньшей мере один металл группы VIB и по меньшей мере два металла группы VIII, один из которых является главным промотором, называемым VIII-1, и один или несколько других называются сопромоторами VIII-i, где i находится в интервале от 2 до 5, и в этих катализаторах элементы группы VIII присутствуют в пропорциях, определяемых атомным отношением [VIII-1/(VIII-1+…+VIII-i) в интервале от 0,5 до 0,85, и по меньшей мере один катализатор гидродеметаллирования и по меньшей мере один катализатор гидроочистки имеют одинаковое атомное отношение,
- катализатор(ы) гидродеметаллирования содержат металл или металлы группы VIB в количестве от 2 до 9 мас.% триоксида металла или металлов группы VIB по отношению к общей массе катализатора, и содержание металлов группы VIII в сумме составляет от 0,3 до 2 мас.% оксида металлов группы VIII по отношению к общей массе катализатора,
- катализатор(ы) гидроочистки содержит(ат) металл или металлы группы VIB в количестве отчетливо больше 9 и меньше 17 мас.% триоксида металла или металлов группы VIB по отношению к общей массе катализатора, и содержание металлов группы VIII в сумме отчетливо больше 2 и меньше 5 мас.% оксида металлов группы VIII по отношению к общей массе катализатора.
8. Способ по п.7, в котором указанная каталитическая система используется в первых реакторах периодического действия на входе в секцию HDM и в одном или нескольких первых реакторах и в одном или нескольких первых каталитических слоях на входе в секцию HDR.
9. Способ по п.8, в котором секция HDR содержит главным образом один или несколько реакторов или один или несколько замыкаемых каталитических слоев, которые находятся за реактором(ми) или каталитическим(ми) слоем(ями), содержащими указанную каталитическую систему, и которые содержат один или несколько катализаторов, содержание металлов в которых больше, чем в каталитической системе.
10. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором перед гидрокрекингом поток подвергают газоотделению.
11. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором поток, поступающий на катализатор гидрокрекинга, содержит количество органического азота меньше 10 м.д. мас. и количество асфальтенов меньше 200 м.д. мас.
12. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором по меньшей мере часть атмосферного остатка, и/или фракции газойля, и/или вакуум-дистиллята рециркулирует в направлении секции гидродеметаллирования, и/или секции гидрокрекинга, и/или секции гидроочистки.
13. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором по меньшей мере часть вакуумного остатка рециркулирует в направлении секции гидрокрекинга и/или секции гидроочистки.
14. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором количество рециркулированного атмосферного остатка, и/или фракции газойля, и/или вакуум-дистиллята составляет по массе по отношению к свежему сырью, поступающему в секцию, примерно от 1 до 60%, предпочтительно от 5 до 25% и более предпочтительно примерно от 10 до 20%.
15. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором сырье подвергается деметаллированию, затем гидроочистке и гидрокрекингу в реакторе или каталитическом слое К, и поток по меньшей мере частично подвергается перегонке путем атмосферной перегонки, способ, в котором полученный атмосферный остаток по меньшей мере частично подвергается гидрокрекингу в реакторе или каталитическом слое К', отличающемся от реактора или каталитического слоя К, содержащем по меньшей мере один катализатор гидрокрекинга, и полученный поток по меньшей мере частично подвергается перегонке в зоне перегонки.
16. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором сырье представляет собой вакуум-дистиллят и/или деасфальтированную нефть.
17. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором сырье представляет собой вакуум-дистиллят (VGO) и/или деасфальтированную нефть (DAO) индивидуально или в смеси с потоками, выходящими из установок конверсии.
18. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором на вход по меньшей мере одного из каталитических слоев способа и предпочтительно на вход действующего первого реактора или каталитического слоя впрыскивают по меньшей мере газойль с начальной точкой кипения от 140 до 260°С и конечной точкой кипения от 300 до 440°С или тяжелый газойль НСО с начальной точкой кипения от 300 до 450°С и конечной точкой кипения от 400 до 600°С.
RU2009146977/04A 2008-12-18 2009-12-17 Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов RU2509798C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0807270 2008-12-18
FR0807270A FR2940313B1 (fr) 2008-12-18 2008-12-18 Procede d'hydrocraquage incluant des reacteurs permutables avec des charges contenant 200ppm poids-2%poids d'asphaltenes

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009146977A true RU2009146977A (ru) 2011-06-27
RU2509798C2 RU2509798C2 (ru) 2014-03-20

Family

ID=40671288

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009146977/04A RU2509798C2 (ru) 2008-12-18 2009-12-17 Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9523049B2 (ru)
JP (1) JP6106354B2 (ru)
KR (1) KR101698596B1 (ru)
CN (1) CN101824337B (ru)
AU (1) AU2009248470B2 (ru)
CA (1) CA2688843C (ru)
FR (1) FR2940313B1 (ru)
RU (1) RU2509798C2 (ru)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102465009B (zh) * 2010-11-04 2014-04-16 中国石油化工股份有限公司 多级沸腾床重油加氢处理方法
FR2970260B1 (fr) * 2011-01-10 2014-07-25 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydrotraitement de charges lourdes d'hydrocarbures avec des reacteurs permutables incluant au moins une etape de court-circuitage d'un lit catalytique
FR2970478B1 (fr) * 2011-01-18 2014-05-02 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydroconversion en lit fixe d'un petrole brut, etete ou non, un fractionnement, puis un desasphaltage de la fraction lourde pour la production d'un brut synthetique preraffine
CA2729457C (en) 2011-01-27 2013-08-06 Fort Hills Energy L.P. Process for integration of paraffinic froth treatment hub and a bitumen ore mining and extraction facility
CA2733332C (en) 2011-02-25 2014-08-19 Fort Hills Energy L.P. Process for treating high paraffin diluted bitumen
CA2733342C (en) 2011-03-01 2016-08-02 Fort Hills Energy L.P. Process and unit for solvent recovery from solvent diluted tailings derived from bitumen froth treatment
CA2733862C (en) 2011-03-04 2014-07-22 Fort Hills Energy L.P. Process and system for solvent addition to bitumen froth
CA2735311C (en) 2011-03-22 2013-09-24 Fort Hills Energy L.P. Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2815785C (en) 2011-04-15 2014-10-21 Fort Hills Energy L.P. Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits
CA3077966C (en) 2011-04-28 2022-11-22 Fort Hills Energy L.P. Recovery of solvent from diluted tailings by feeding a solvent diluted tailings to a digester device
CA2857700C (en) 2011-05-04 2015-07-07 Fort Hills Energy L.P. Process for enhanced turndown in a bitumen froth treatment operation
CA2832269C (en) 2011-05-18 2017-10-17 Fort Hills Energy L.P. Temperature control of bitumen froth treatment process with trim heating of solvent streams
CN102952580B (zh) * 2011-08-26 2015-05-13 中国石油天然气股份有限公司 高金属、高硫和高氮的劣质重油加氢处理工艺
CN103059979B (zh) * 2011-10-21 2014-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种固定床重油加氢方法
US9085736B2 (en) 2011-10-26 2015-07-21 Chevron Phillips Chemical Company Lp System and method for on stream catalyst replacement
FR2983866B1 (fr) * 2011-12-07 2015-01-16 Ifp Energies Now Procede d'hydroconversion de charges petrolieres en lits fixes pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
FR2984915B1 (fr) * 2011-12-22 2016-07-15 Ifp Energies Now Procede d'hydrogenation selective de charges olefiniques avec des reacteurs permutables incluant au moins une etape de court-circuitage d'un reacteur
CN104119955B (zh) * 2013-04-23 2016-05-25 中国石油化工股份有限公司 重质原料油处理装置及其应用以及重质原料油的处理方法
CN104611040B (zh) * 2013-11-05 2016-08-17 中国石油化工股份有限公司 一种加氢裂化方法
CN105272799B (zh) * 2014-07-22 2017-03-22 中国石化工程建设有限公司 一种烯烃催化裂解反应系统及方法
FR3024459B1 (fr) * 2014-07-30 2018-04-13 Ifp Energies Now Procede de fractionnement de charges d'hydrocarbures mettant en œuvre un dispositif comprenant des zones de fond permutables
US9925532B2 (en) * 2015-05-29 2018-03-27 Well Resources Inc. Method of processing heavy oils and residua
US9777228B2 (en) * 2015-06-30 2017-10-03 Uop Llc Process for cracking hydrocarbons to make diesel
US10603657B2 (en) 2016-04-11 2020-03-31 Saudi Arabian Oil Company Nano-sized zeolite supported catalysts and methods for their production
FR3050735B1 (fr) * 2016-04-27 2020-11-06 Ifp Energies Now Procede de conversion comprenant des lits de garde permutables d'hydrodemetallation, une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs permutables
US11084992B2 (en) * 2016-06-02 2021-08-10 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for upgrading heavy oils
FR3054453B1 (fr) * 2016-07-28 2020-11-20 Ifp Energies Now Procede de production d'une fraction hydrocarbonee lourde a basse teneur en soufre comportant une section de demettalation et d'hydrocraquage avec des reacteurs echangeables entre les deux sections.
US10301556B2 (en) 2016-08-24 2019-05-28 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for the conversion of feedstock hydrocarbons to petrochemical products
US20220381547A1 (en) * 2017-02-12 2022-12-01 Magema Technology Llc Multi-Stage Device and Process for Production of a Low Sulfur Heavy Marine Fuel Oil
US10689587B2 (en) 2017-04-26 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for conversion of crude oil
JP2020527638A (ja) 2017-07-17 2020-09-10 サウジ アラビアン オイル カンパニーＳａｕｄｉ Ａｒａｂｉａｎ Ｏｉｌ Ｃｏｍｐａｎｙ 油アップグレードに続く蒸気分解により重質油を処理するためのシステムおよび方法
US10436762B2 (en) 2017-11-07 2019-10-08 Chevron Phillips Chemical Company Lp System and method for monitoring a reforming catalyst
CN109777512B (zh) * 2017-11-14 2021-08-06 中国石油化工股份有限公司 一种提高重石脑油收率的加氢裂化方法
CN109652124A (zh) * 2019-02-27 2019-04-19 伦涛 一种180号燃料油加氢裂化生产轻质燃料油方法
CN110129089B (zh) * 2019-04-26 2021-07-02 上海华畅环保设备发展有限公司 沸腾床加氢方法

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU407937A1 (ru) * 1970-11-20 1973-12-10 Способ получения основы гидравлических масел
CA1008007A (en) * 1972-05-12 1977-04-05 Uop Inc. Multiple-stage production of low sulfur fuel oil
JPS53101004A (en) * 1977-02-16 1978-09-04 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd Three-stage hydrogenation treatment of heavy oil
US4741821A (en) * 1986-10-06 1988-05-03 Chevron Research Company Catalyst system for removal of calcium from a hydrocarbon feedstock
FR2660322B1 (fr) * 1990-03-29 1992-06-19 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'un residu petrolier ou d'une huile lourde en vue de les raffiner et de les convertir en fractions plus legeres.
FR2681871B1 (fr) * 1991-09-26 1993-12-24 Institut Francais Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures en vue de la raffiner et de la convertir en fractions plus legeres.
JP2966985B2 (ja) * 1991-10-09 1999-10-25 出光興産株式会社 重質炭化水素油の接触水素化処理方法
US5320741A (en) * 1992-04-09 1994-06-14 Stone & Webster Engineering Corporation Combination process for the pretreatment and hydroconversion of heavy residual oils
JP3464047B2 (ja) * 1994-06-29 2003-11-05 触媒化成工業株式会社 重質油の水素化処理方法
ZA961830B (en) * 1995-03-16 1997-10-31 Inst Francais Du Petrole Catalytic hydroconversion process for heavy petroleum feedstocks.
FR2764211B1 (fr) 1997-06-09 1999-10-08 Elf Antar France Procede de preparation de catalyseurs d'hydrotraitement
US7288182B1 (en) * 1997-07-15 2007-10-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts
US6156695A (en) * 1997-07-15 2000-12-05 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybdotungstate hydrotreating catalysts
US6162350A (en) * 1997-07-15 2000-12-19 Exxon Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901)
JP3545943B2 (ja) * 1998-07-28 2004-07-21 株式会社ジャパンエナジー 水素化精製触媒
FR2784687B1 (fr) * 1998-10-14 2000-11-17 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen
JP2001089770A (ja) * 1999-09-24 2001-04-03 Idemitsu Kosan Co Ltd 重質炭化水素油の水素化処理方法
KR100783448B1 (ko) * 2000-12-11 2007-12-07 아이에프피 교체 가능한 반응기와 단락될 수 있는 반응기로 탄화수소중질 분류를 수소화 처리하는 공정
JP2004263117A (ja) * 2003-03-04 2004-09-24 Idemitsu Kosan Co Ltd 原油の接触水素化処理方法
FR2867988B1 (fr) * 2004-03-23 2007-06-22 Inst Francais Du Petrole Catalyseur supporte dope de forme spherique et procede d'hydrotraitement et d'hydroconversion de fractions petrolieres contenant des metaux
JP4313265B2 (ja) 2004-07-23 2009-08-12 新日本石油株式会社 石油系炭化水素の水素化脱硫触媒および水素化脱硫方法
US20060060510A1 (en) * 2004-09-17 2006-03-23 Bhan Opinder K High activity hydrodesulfurization catalyst, a method of making a high activity hydrodesulfurization catalyst, and a process for manufacturing an ultra-low sulfur distillate product
US7544632B2 (en) * 2004-09-22 2009-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk Ni-Mo-W catalysts made from precursors containing an organic agent
WO2007050636A2 (en) * 2005-10-26 2007-05-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk bimetallic catalysts
FR2913691B1 (fr) * 2007-03-16 2010-10-22 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion de charges hydrocarbonees lourdes en reacteur slurry en presence d'un catalyseur a base d'heteropolyanion

Also Published As

Publication number Publication date
AU2009248470B2 (en) 2016-08-18
AU2009248470A1 (en) 2010-07-08
RU2509798C2 (ru) 2014-03-20
KR20100071020A (ko) 2010-06-28
JP6106354B2 (ja) 2017-03-29
CA2688843C (fr) 2017-07-25
US9523049B2 (en) 2016-12-20
JP2010159416A (ja) 2010-07-22
CA2688843A1 (fr) 2010-06-18
KR101698596B1 (ko) 2017-01-20
FR2940313A1 (fr) 2010-06-25
US20100155293A1 (en) 2010-06-24
FR2940313B1 (fr) 2011-10-28
CN101824337A (zh) 2010-09-08
CN101824337B (zh) 2014-10-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009146977A (ru) Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.мас. - 2% мас. асфальтенов
US10221366B2 (en) Residue hydrocracking
KR101469525B1 (ko) 수소처리 및 수소화 분해 방법 및 장치
RU2010137835A (ru) Способ гидроконверсии в стационарном слое сырой нефти после отбора из нее легких фракций или без отбора при помощи взаимозаменяемых реакторов для производства предварительно очищенной синтетической сырой нефти
CN105567311B (zh) 渣油加氢处理催化剂级配方法和渣油加氢处理方法
JP2011057987A5 (ru)
JP6770953B2 (ja) 水素化処理油の製造方法及び接触分解油の製造方法
CN1202212C (zh) 重烃类加氢处理方法
KR102444109B1 (ko) 중간 증류유의 제조 방법
JP6181378B2 (ja) 水素化処理方法
CN103059974B (zh) 一种生产食品级溶剂油的加氢处理方法
CN110249033A (zh) 用于优化加氢裂化工艺的催化剂负载的方法
CN104611014B (zh) 一种劣质原料两段加氢处理方法
CN102041064A (zh) 一种柴油馏分油深度脱硫的方法
CN103666554B (zh) 一种生产优质溶剂油的加氢处理方法
RU2723625C1 (ru) Способ каталитического гидрооблагораживания остатка газового конденсата
JP4766940B2 (ja) 炭化水素油の製造方法
CN107236571A (zh) 一种生产催化裂化原料油的方法
CN104611055A (zh) 一种高干点原料两段加氢处理方法
CN107236572A (zh) 一种蜡油处理方法