RU2288939C2 - Способ каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединения кремния - Google Patents
Способ каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединения кремния Download PDFInfo
- Publication number
- RU2288939C2 RU2288939C2 RU2001125150/04A RU2001125150A RU2288939C2 RU 2288939 C2 RU2288939 C2 RU 2288939C2 RU 2001125150/04 A RU2001125150/04 A RU 2001125150/04A RU 2001125150 A RU2001125150 A RU 2001125150A RU 2288939 C2 RU2288939 C2 RU 2288939C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- silicon
- hydrotreating
- ligroin
- containing silicon
- 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
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—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
-
- 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
- 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
- C10G49/007—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 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединение кремния. Описан способ каталитической гидроочистки лигроинового сырья, содержащего соединения кремния, взаимодействием сырья в присутствии водорода с катализатором гидроочистки в условиях, которые эффективны для гидроочистки сырья, включающий стадию увлажнения катализатора гидроочистки водой, добавленной к сырью в количестве между 0,01 и 10% по объему. Технический эффект - увеличение времени работы реакторов гидроочистки для обработки сырья, содержащего соединения кремния, улучшение емкости по кремнию катализаторов гидроочистки. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к способу каталитической гидроочистки лигроинового сырья, содержащего кремний.
Каталитическая реформинг-установка и связанный с ней гидроочиститель для лигроина находятся на каждом современном нефтеперерабатывающем заводе. С появлением биметаллических катализаторов реформинга требуется, чтобы в подаваемом в реформинг-установку сырье было очень низкое содержание серы и азота, обычно менее 0,5 частей на млн. Когда гидроочиститель для лигроина работает с сырьем от прямой перегонки, удовлетворять этим требованиям, хотя достигаемые продолжительности цикла превышают 3 года, нетрудно, даже при использовании катализаторов с низкой активностью или регенерированных катализаторов.
Установка для замедленного коксования из-за ее более низкой стоимости ввода в эксплуатацию относительно других возможностей часто является системой, выбираемой для повышения качества кубовых остатков. Однако продукты установки замедленного коксования вызывают дополнительные затруднения при переработке на следующих стадиях в установках. Обнаружено, что особенно катализаторы гидроочистки и реформинга являются чувствительными к отложениям кремния. Например, осадки из силиконовых масел, используемых для предотвращения вспенивания в коксовых барабанах, в значительной степени дистиллируются в диапазоне лигроина и могут вызывать дезактивацию катализатора в расположенных далее стадиях переработки на установках гидроочистки лигроина и реформинга.
Лигроин загрязняется кремнием, когда силиконовое масло вводят во время извлечения нефти при погружении в воду.
Происхождение кремниевых отложений на катализаторах гидроочистки лигроина может быть обусловлено добавлением силиконового масла к тяжелым остаткам, подаваемым в установку замедленного коксования, или добавлением силиконового масла для образования силиконового барьера (Kellberg L., Zeuthen P. and Jakobsen H. J., Deactivation of HDT catalysts by formation of silica gels from silicone oil. Characterisation of spent catalysts from HDT of coker naphtha using 29Si and 13C CP/MAS NMR, J. Catalysis 143, 45-51 (1993).
Вследствие образования газа в коксовые барабаны обычно добавляют силиконовое масло (полидиметилсилоксан, ПДМС), чтобы подавить вспенивание. Это силиконовое масло обычно разрушается или разлагается в установке коксования с образованием модифицированных силикагелей и фрагментов. Эти гели и фрагменты отгоняются, главным образом, в диапазоне лигроина и поступают на установку гидроочистки вместе с лигроином из установки для коксования. Другие продукты коксования также содержат некоторое количество кремния, но обычно в более низких концентрациях, чем в лигроиновых продуктах.
Отравление кремнием является серьезной проблемой при гидрообработке лигроинов из установки для коксования. Время работы катализатора будет обычно зависеть от количества кремния, которое вводится с сырьем, и «устойчивости» к кремнию используемой каталитической системы. В отсутствии кремния в сырье продолжительность цикла жизни большинства катализаторов гидрообработки лигроина превышает три года. Отложение кремния в форме силикагеля с частично метилированной поверхностью из лигроинов в установке для коксования дезактивирует катализатор и снижает обычную продолжительность цикла работы установки гидроочистки часто менее чем до одного года.
Выбором подходящего катализатора продолжительность цикла работы установки может быть значительно продлена для наиболее типичных катализаторов гидроочистки лигроина.
Захват кремния зависит от типа катализатора и температур в установке гидроочистки. Увеличение температуры приводит к более высокому захвату загрязняющих примесей.
Обычными условиями для реакторов предварительной обработки лигроина являются давление водорода между 20 и 50 барами; средняя температура в реакторе между 50 и 400°С. Точные условия будут зависеть от типа сырья, требуемой степени обессеривания и желаемой продолжительности работы. Конца работы обычно достигают, когда лигроин, выходящий из реактора, содержит определяемые количества кремния.
Для специалиста по нефтепереработке продолжительность работы является очень важным моментом. Более короткая продолжительность работы вызывает высокую стоимость вследствие частой замены катализатора и увеличенного времени простоя (времени отсутствия потока) для замены катализатора, приводящего к потере дохода из-за меньшего производства лигроина и сырья для установки реформинга.
Основная цель изобретения состоит в том, чтобы увеличить время работы реакторов гидроочистки для обработки сырья, содержащего кремний, улучшением емкости по кремнию катализаторов гидроочистки.
Соответственно, данное изобретение представляет собой способ каталитической гидроочистки углеводородного сырья, содержащего соединения кремния, взаимодействием сырья в присутствии водорода с катализатором гидроочистки в условиях, которые эффективны для гидроочистки сырья, причем усовершенствование этого способа включает стадию увлажнения катализатора гидроочистки водой, добавленной к сырью. При достаточном увлажнении катализатора гидроочистки, предпочтительно, добавлением воды к обрабатываемому газу или лигроиновому сырью, число частиц с реакционноспособными поверхностными ОН-группами на катализаторах увеличивается с увеличением емкости по кремнию катализатора гидроочистки. Таким образом, время работы катализатора успешно продлевают при содержании воды в интервале от 0,01 до 10% по объему в расчете на объем сырья, взаимодействующего с катализатором. Обычно существенно увеличивает емкость по кремнию катализатора концентрация воды между 0,1 и 3% по объему.
Кремний сильно диспергируется на поверхности катализатора и первоначально образует однослойное покрытие на поверхности. Количество захваченного кремния зависит в таком случае от поверхности катализатора. Чем выше площадь поверхности, тем выше захват кремния при постоянной загрузке металлов катализатора. Постоянный поток воды к катализатору будет далее увеличивать количество кремния, аккумулированного на поверхности катализатора.
Катализатор, часто используемый в реакторах гидроочистки для гидроочистки нефтяных фракций, содержит обычно, по меньшей мере, один металл на пористой огнеупорной неорганической оксидной подложке. Примеры металлов, имеющих активность в гидроочистке, включают металлы из групп VI-Б и VIII, например, Со, Мо, Ni, W, Fe, при этом предпочтительны смеси Со-Мо, Ni-Mo и Ni-W. Металлы обычно присутствуют в форме оксидов или сульфидов. Примеры пористого материала, пригодного в качестве подложки, включают оксид алюминия, алюмосиликат и алюмотитанат, причем предпочтительны оксид алюминия и алюмосиликат.
Активный металл в катализаторе может быть либо предварительно сульфирован, либо сульфирован in situ перед его использованием обычными методами. Реакторная секция гидроочистки может состоять из одного или нескольких реакторов. Каждый реактор имеет один или несколько слоев катализатора. Функция реактора гидроочистки состоит, прежде всего, в понижении образования серы, азота и кремния. Благодаря экзотермическому характеру реакции обессеривания и насыщения олефинов конечная температура на выходе обычно выше, чем температура на входе.
ПРИМЕРЫ
Пример 1
Эксперименты проводят при атмосферном давлении с использованием обычного катализатора гидроочистки.
ТК-439, коммерчески доступный от Haldor Topsoe A/S, Дания, кобальт-молибденовый катализатор на γ-оксиде алюминия, обладающей высокой площадью поверхности, с площадью поверхности по Брунауэру-Эммету-Теллеру 380 м2/г и объемом пор 0,6 г/см3, показал высокую емкость по кремнию.
Воздействие H2O (присутствие поверхностных -О-Н групп) было исследовано измерением емкости поглощения кремния катализатором после выдержки на воздухе в условиях окружающей среды (свежего) и предварительно увлажненными катализаторами по сравнению с емкостью по кремнию катализаторов, высушенных in situ. Последний, как известно, имеет более низкую плотность поверхностных -О-Н групп.
Емкость поглощения кремния измеряют, барботируя гелий (Не) (100 мл при нормальных условиях в минуту) через Si-модель из пробы молекул гексаметилдисилоксана (ГМДС), выдерживаемых при температуре 0°С, ГМДС имеет т. кип.101°С и содержание кремния 17,2%. Газ содержит приблизительно 0,17% Si по объему, остальное Не. Расход ГМДС анализировали он-лайн посредством калиброванного масс-спектрометра. Материал катализатора испытывают при двух различных температурах: 350 и 400°С.
Результаты и условия вышеуказанных экспериментов приведены в таблице 1.
Таблица 1 | ||
ТК-439 | Емкость по Si (ммоль/г) | Увеличение емкости (%) |
Поглощающая способность по Si, измеренная при Т=350°С | ||
Свежий | 0,71 | 22% |
Сухой | 0,58 | |
Поглощающая способность по Si, измеренная при Т=400°С | ||
Предварительно смоченный | 0,91 | 15% |
Свежий | 0,79 |
Пример 2
Таблица 2 показывает емкость по Si при 400°С при добавлении газового потока, насыщенного Н2О, к сырью, использованному в примере 1. Состав газа близок к 1,4% по объему Н2О и 0,5% по объему ГМДС, остальное Не.
Таблица 2 | ||
Емкость по Si (ммоль/г) | Увеличение емкости (%) | |
Без H2O | 1,10 | 26 |
С Н2O | 1,39 |
Claims (2)
1. Способ каталитической гидроочистки лигроинового сырья, содержащего соединения кремния, взаимодействием сырья в присутствии водорода с катализатором гидроочистки в условиях, которые эффективны для гидроочистки сырья, отличающийся тем, что включает стадию увлажнения катализатора гидроочистки водой, добавленной к сырью в количестве между 0,01 и 10% по объему.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что воду добавляют к сырью в количестве между 0,1 и 3% по объему.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DKPA200001370 | 2000-09-15 | ||
DKPA200001370 | 2000-09-15 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001125150A RU2001125150A (ru) | 2003-06-27 |
RU2288939C2 true RU2288939C2 (ru) | 2006-12-10 |
Family
ID=8159714
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001125150/04A RU2288939C2 (ru) | 2000-09-15 | 2001-09-14 | Способ каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединения кремния |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6576121B2 (ru) |
EP (1) | EP1188811B1 (ru) |
JP (1) | JP2002097476A (ru) |
CN (1) | CN1239679C (ru) |
AT (1) | ATE270702T1 (ru) |
DE (1) | DE60104176T2 (ru) |
ES (1) | ES2223692T3 (ru) |
RU (1) | RU2288939C2 (ru) |
ZA (1) | ZA200107449B (ru) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE4441105A1 (de) * | 1994-10-17 | 1996-04-18 | Venta Vertriebs Ag | Duftverdunster, insbesondere für Toiletten |
JP5390748B2 (ja) * | 2003-09-03 | 2014-01-15 | 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 | 燃料組成物 |
EP1925654A1 (en) | 2006-11-22 | 2008-05-28 | Haldor Topsoe A/S | Process for the catalytic hydrotreating of silicon containing hydrocarbon feedstock |
CN101343566B (zh) * | 2007-07-09 | 2012-08-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高劣质石脑油加氢装置运转周期的方法 |
CN101343565B (zh) * | 2007-07-09 | 2011-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含硅馏分油加氢精制方法 |
BRPI0802431B1 (pt) * | 2008-07-28 | 2017-02-07 | Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras | processo de remoção de compostos de silício de correntes de hidrocarbonetos |
US20130319662A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-05 | Emilio Alvarez | Systems and Methods For Hydrotreating A Shale Oil Stream Using Hydrogen Gas That Is Concentrated From The Shale Oil Stream |
CA2923681A1 (en) | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
US9739122B2 (en) | 2014-11-21 | 2017-08-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation |
CN105038843B (zh) * | 2015-06-12 | 2017-06-23 | 中国石油大学(华东) | 一种柴油气相加氢脱硫工艺方法 |
CN106281728A (zh) * | 2015-06-23 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种制备喷气燃料的方法 |
CN106281729A (zh) * | 2015-06-23 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种可再生原料的加氢处理方法 |
WO2017081595A1 (en) | 2015-11-12 | 2017-05-18 | Sabic Global Technologies B.V. | Methods for producing aromatics and olefins |
EP3394219A1 (en) | 2015-12-21 | 2018-10-31 | SABIC Global Technologies B.V. | Methods and systems for producing olefins and aromatics from coker naphtha |
US10253272B2 (en) | 2017-06-02 | 2019-04-09 | Uop Llc | Process for hydrotreating a residue stream |
RU2693380C1 (ru) * | 2018-12-20 | 2019-07-02 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук" (ИК СО РАН) | Способ очистки дизельного топлива от соединений кремния |
US20200270533A1 (en) * | 2019-02-22 | 2020-08-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydroprocessing feedstocks having silicon content |
FR3117893A1 (fr) | 2020-12-21 | 2022-06-24 | IFP Energies Nouvelles | Procede de rejuvenation de masse de captation de silicium |
FR3117887A1 (fr) | 2020-12-21 | 2022-06-24 | IFP Energies Nouvelles | Procede de captation de silicium a faible vitesse spatiale horaire |
FR3117886A1 (fr) | 2020-12-21 | 2022-06-24 | IFP Energies Nouvelles | Procede de captation de silicium en absence d’hydrogene |
US20220235284A1 (en) * | 2021-01-27 | 2022-07-28 | Phillips 66 Company | Decreasing refinery fouling and catalyst deactivation |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4196102A (en) * | 1975-12-09 | 1980-04-01 | Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co., Ltd. | Catalysts for demetallization treatment of _hydrocarbons supported on sepiolite |
US4176047A (en) * | 1978-04-10 | 1979-11-27 | Continental Oil Company | Removal of organic compounds from coker gasoline |
US4645587A (en) * | 1984-12-07 | 1987-02-24 | Union Oil Company Of California | Process for removing silicon compounds from hydrocarbon streams |
US5173173A (en) * | 1990-09-28 | 1992-12-22 | Union Oil Company Of California | Trace contaminant removal in distillation units |
US5118406A (en) * | 1991-04-30 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | Hydrotreating with silicon removal |
FR2764213B1 (fr) * | 1997-06-10 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees dans un reacteur a lit fixe |
-
2001
- 2001-08-31 AT AT01120960T patent/ATE270702T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-08-31 ES ES01120960T patent/ES2223692T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-31 DE DE2001604176 patent/DE60104176T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-31 EP EP01120960A patent/EP1188811B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-09-10 US US09/950,523 patent/US6576121B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-09-10 ZA ZA200107449A patent/ZA200107449B/xx unknown
- 2001-09-14 RU RU2001125150/04A patent/RU2288939C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-09-14 JP JP2001279481A patent/JP2002097476A/ja active Pending
- 2001-09-15 CN CNB011385154A patent/CN1239679C/zh not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
KELLBERG L. et al. Deactivation of HDT Catalysts by formation of silica gels from silicone oil. J. Catalysis. 143, 45-51, 1993. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6576121B2 (en) | 2003-06-10 |
US20020056665A1 (en) | 2002-05-16 |
ZA200107449B (en) | 2002-08-05 |
CN1348979A (zh) | 2002-05-15 |
CN1239679C (zh) | 2006-02-01 |
DE60104176T2 (de) | 2004-11-18 |
EP1188811A1 (en) | 2002-03-20 |
JP2002097476A (ja) | 2002-04-02 |
ES2223692T3 (es) | 2005-03-01 |
ATE270702T1 (de) | 2004-07-15 |
DE60104176D1 (de) | 2004-08-12 |
EP1188811B1 (en) | 2004-07-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2288939C2 (ru) | Способ каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединения кремния | |
US2880171A (en) | Hydrodesulfurization of hydrocarbons with catalyst composed of molybdenum and two members of the iron group metals | |
US6291391B1 (en) | Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst | |
RU2459858C2 (ru) | Способ каталитической гидроочистки углеводородного сырья, содержащего кремний | |
US4645587A (en) | Process for removing silicon compounds from hydrocarbon streams | |
RU2283284C2 (ru) | Новая фаза тригидроксида алюминия и изготовленные из нее катализаторы | |
RU2324725C2 (ru) | Способ гидропереработки углеводородного сырья | |
JP2004511623A (ja) | 単一反応槽におけるディーゼル燃料油の二段水素化およびストリッピング | |
JP3624671B2 (ja) | 炭化水素留分中の微量金属の吸着除去方法 | |
CA2412363C (en) | Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst | |
KR20230002026A (ko) | 수소 정제를 수반한 수소처리 재순환 가스 스트림에서의 황화수소의 직접 산화 | |
CA2054434C (en) | Hydrodenitrification process | |
US4629553A (en) | Hydrofining process | |
US3201343A (en) | Desiccant manufacture and the use of such desiccants in the conversion of hydrocarbons | |
US6447673B1 (en) | Hydrofining process | |
US4686775A (en) | Absorbent drying method by contacting with a hydrocarbon | |
FI64634B (fi) | Foerfarande foer avlaegsning av metaller ur kolvaeteoljor | |
EP2969920B1 (en) | Production of a hydrogen sulfide-enriched hydrogen gas stream for catalyst sulfidation | |
US4013637A (en) | Water injection in a hydrodesulfurization process | |
Martiskainen | Investigating the effects of process conditions on the capturing capacity of guard materials | |
CN116940405A (zh) | 在低时空速下捕集硅的方法 | |
JPH0665986B2 (ja) | 炭化水素油留分の硫黄含量測定方法および装置 | |
KR920006535B1 (ko) | 탄화수소 유분의 색상 및 색안정성을 향상시키기 위한 선택적인 수소첨가 방법 | |
CA1080653A (en) | Catalytic hydrotreating of hydrocarbons with catalyst regeneration | |
CN116615282A (zh) | 硅捕集体 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100915 |