RU2379331C2 - Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа - Google Patents

Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа Download PDF

Info

Publication number
RU2379331C2
RU2379331C2 RU2006126086/15A RU2006126086A RU2379331C2 RU 2379331 C2 RU2379331 C2 RU 2379331C2 RU 2006126086/15 A RU2006126086/15 A RU 2006126086/15A RU 2006126086 A RU2006126086 A RU 2006126086A RU 2379331 C2 RU2379331 C2 RU 2379331C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
catalyst
crude feed
raw material
crude
alkaline earth
Prior art date
Application number
RU2006126086/15A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006126086A (ru
Inventor
Томас Фэйрчайлд БРАУНСКОМБ (US)
Томас Фэйрчайлд Браунскомб
Скотт Ли ВЕЛЛИНГТОН (US)
Скотт Ли Веллингтон
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий 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 Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2006126086A publication Critical patent/RU2006126086A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2379331C2 publication Critical patent/RU2379331C2/ru

Links

Images

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]

Abstract

Изобретения относятся к области химии и могут быть использованы при получении водорода и неочищенного продукта. Для получения газообразного водорода неочищенное сырье контактирует с одним или несколькими углеводородами и неорганическим солевым катализатором в присутствии воды, причем число атомов углерода в углеводороде находится в диапазоне от 1 до 6. Неочищенное сырье содержит остаток, состоящий из компонентов, имеющих точки кипения в пределах выше 538°С как определяется в ASTM D 5307, в количестве, по меньшей мере, 0,2 грамма остатка на 1 грамм неочищенного сырья, и для неорганического солевого катализатора наблюдается точка перегиба при выделении газа в температурном диапазоне между 50°С и 500°С, что определяется по методу Временного анализа продуктов (ВАП). Неочищенный продукт получают путем контактирования первого неочищенного сырья с первым катализатором в присутствии водяного пара с целью получения газового потока, который включает в себя водород. При этом первое неочищенное сырье содержит остаток, состоящий из компонентов, имеющих точки кипения в пределах выше 538°С как определяется в ASTM D 5307, в количестве, по меньшей мере, 0,2 грамма остатка на 1 грамм первого неочищенного сырья, и первый катализатор содержит неорганический солевой катализатор, который имеет точку перегиба при выделении газа в температурном диапазоне между 50°С и 500°С, что определяется по методу ВАП. Второе неочищенное сырье контактирует со вторым катализатором, который представляет собой неорганический солевой катализатор и/или катализатор, являющийся сульфидом переходного металла, в присутствии, по меньшей мере, части образовавшегося газового потока, чтобы получить суммарный продукт, который включает неочищенный продукт, представляющий собой жидкую смесь при 25°С и 0,101 МПа. Регулируют условия контактирования таким образом, что одна или несколько характеристик неочищенного продукта изменяется, по меньшей мере, на 10% относительно одной или нескольких соответствующих характеристик второго неочищенного сырья. Изобретения позволяют получать водород и неочищенные продукты из невыгодного сырья. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 16 ил.

Description

Текст описания приведен в факсимильном виде.
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000004
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
Figure 00000015
Figure 00000016
Figure 00000017
Figure 00000018
Figure 00000019
Figure 00000020
Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024
Figure 00000025
Figure 00000026
Figure 00000027
Figure 00000028
Figure 00000029
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000039
Figure 00000040
Figure 00000041
Figure 00000042
Figure 00000044
Figure 00000045
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000049
Figure 00000050
Figure 00000051
Figure 00000052
Figure 00000053
Figure 00000054
Figure 00000055
Figure 00000056
Figure 00000057
Figure 00000058
Figure 00000059
Figure 00000060
Figure 00000061
Figure 00000062
Figure 00000063
Figure 00000064
Figure 00000065
Figure 00000066
Figure 00000067
Figure 00000068
Figure 00000069
Figure 00000070
Figure 00000071
Figure 00000072
Figure 00000073
Figure 00000074
Figure 00000075
Figure 00000076
Figure 00000077
Figure 00000078
Figure 00000079
Figure 00000080
Figure 00000081
Figure 00000082
Figure 00000083
Figure 00000084
Figure 00000085
Figure 00000086
Figure 00000087
Figure 00000088
Figure 00000089
Figure 00000090
Figure 00000091
Figure 00000092
Figure 00000093
Figure 00000094
Figure 00000095

Claims (22)

1. Способ получения газообразного водорода, в котором
неочищенное сырье контактирует с одним или несколькими углеводородами и неорганическим солевым катализатором в присутствии воды, причем число атомов углерода в углеводороде находится в диапазоне от 1 до 6, неочищенное сырье содержит остаток, состоящий из компонентов, имеющих точки кипения в пределах выше 538°С, как определяется в ASTM D 5307 в количестве, по меньшей мере, 0,2 г остатка на 1 г неочищенного сырья, и для неорганического солевого катализатора наблюдается точка перегиба при выделении газа в температурном диапазоне между 50°С и 500°С, что определяется по методу Временного анализа продуктов (ВАП); и
получают газообразный водород.
2. Способ по п.1, в котором С1-С6 углеводород включает метан, этан, пропан, бутан, нафту или их смеси.
3. Способ по п.1 или 2, в котором вода представляет собой водяной пар.
4. Способ по пп.1 и 2, в котором газообразный водород используют в процессе с восходящим потоком.
5. Способ по пп.1 и 2, 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.
6. Способ по пп.1 и 2, в котором газообразный водород используют в процессе получения синтез-газа.
7. Способ по п.1, в котором при контактировании неочищенного сырья с водой в присутствии неорганического солевого катализатора образуется суммарный продукт, который включает в себя неочищенный продукт, представляющий собой жидкую смесь при 25°С и 0,101 МПа.
8. Способ по пп.1 и 2, в котором неорганический солевой катализатор включает, по меньшей мере, один карбонат щелочных металлов, по меньшей мере, один карбонат щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один гидроксид щелочных металлов, по меньшей мере, один гидроксид щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочноземельных металлов, по меньшей мере, или их смеси.
9. Способ получения неочищенного продукта, в котором
первое неочищенное сырье контактирует с первым катализатором в присутствии водяного пара с целью получения газового потока, который включает в себя водород, при этом первое неочищенное сырье содержит остаток, состоящий из компонентов, имеющих точки кипения в пределах выше 538°С, как определяется в ASTM D 5307 в количестве, по меньшей мере, 0,2 г остатка на 1 г первого неочищенного сырья, и первый катализатор содержит неорганический солевой катализатор, который имеет точку перегиба при выделении газа в температурном диапазоне между 50°С и 500°С, что определяется по методу Временного анализа продуктов (ВАП);
второе неочищенное сырье контактирует со вторым катализатором, который представляет собой неорганический солевой катализатор и/или катализатор, являющийся сульфидом переходного металла, в присутствии, по меньшей мере, части образовавшегося газового потока, чтобы получить суммарный продукт, который включает неочищенный продукт, представляющий собой жидкую смесь при 25°С и 0,101 МПа; и
регулируют условия контактирования таким образом, что одна или несколько характеристик неочищенного продукта изменяется, по меньшей мере, на 10% относительно одной или нескольких соответствующих характеристик второго неочищенного сырья.
10. Способ по п.9, в котором условия контактирования регулируют таким образом, что температура контактирования находится в пределах между самой низкой температурой ВАП и температурой, которая на 30°С ниже самой низкой температуры контакта неорганического солевого катализатора, при этом температура ВАП представляет собой самую низкую температуру, при которой неорганический солевой катализатор имеет точку перегиба при выделении газа.
11. Способ по п.9 или 10, в котором выделяющийся из катализатора газ при температуре ВАП представляет собой водяной пар и/или диоксид углерода.
12. Способ по п.9, в котором неорганический солевой катализатор включает, по меньшей мере, один карбонат щелочных металлов, по меньшей мере, один карбонат щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один гидроксид щелочных металлов, по меньшей мере, один гидроксид щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочных металлов, по меньшей мере, один гидрид щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один сульфид одного или нескольких щелочноземельных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочных металлов, по меньшей мере, один амид одного или нескольких щелочноземельных металлов, по меньшей мере, или их смеси.
13. Способ по п.12, в котором, по меньшей мере, один щелочной металл представляет собой натрий, калий, рубидий, цезий или их смеси, и/или, по меньшей мере, один щелочноземельный металл представляет собой кальций, магний или их смеси.
14. Способ по п.9, в котором первое неочищенное сырье или второе неочищенное сырье имеет от 0,2 до 0,99 г или от 0,3 до 0,8 г остатка на 1 г неочищенного сырья, первого неочищенного сырья или второго неочищенного сырья.
15. Способ по пп.9 или 10, в котором условия контактирования регулируют таким образом, что в ходе контактирования образуется на 1 г неочищенного сырья, по большей мере 0,2 г, по большей мере 0,15 г, 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.
16. Способ по любому из пп.9 или 10, в котором одна или несколько характеристик включает в себя содержание остатка, содержание Ni/V/Fe, содержание гетероатомов, и условия контактирования регулируют таким образом, что неочищенный продукт имеет суммарное кислотное число (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 или втором неочищенном сырье.
17. Способ по любому из пп.9 или 10, в котором неочищенный продукт также имеет на 1 г неочищенного продукта от 0,001 до 0,05 г нафты, от 0,001 до 0,05 г дистиллята, от 0,001 до 0,3 г вакуумного газойля или их смесей.
18. Способ по любому из пп.9 или 10, в котором неочищенный продукт имеет на 1 г неочищенного продукта от 0,000001 до 0,1 г, от 0,00001 до 0,05 г, 0,0001-0,03 г или от 0,005 до 0,04 г остатка.
19. Способ по любому из пп.9 или 10, в котором смешивают неочищенный продукт с сырьем, которое является таким же или отличается от неочищенного сырья, чтобы получить смесь.
20. Способ по п.19, в котором дополнительно подвергают переработке неочищенный продукт или смесь путем дистилляции, чтобы получить одну из дистиллятных фракций.
21. Способ по п.20, в котором переработка включает в себя гидроочистку.
22. Применение неочищенного продукта или смеси, получаемых способом по пп.7-18, для получения транспортного топлива, котельного топлива, смазочных средств или химических соединений.
RU2006126086/15A 2003-12-19 2004-12-16 Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа RU2379331C2 (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 (2)

Publication Number Publication Date
RU2006126086A RU2006126086A (ru) 2008-01-27
RU2379331C2 true RU2379331C2 (ru) 2010-01-20

Family

ID=34713791

Family Applications (6)

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

Family Applications After (5)

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

Country Status (13)

Country Link
EP (13) EP1704202A2 (ru)
JP (13) JP2007514839A (ru)
KR (7) KR20060130115A (ru)
AU (7) AU2004309348B2 (ru)
BR (13) BRPI0405581A (ru)
CA (13) CA2567554A1 (ru)
EA (4) EA010396B1 (ru)
MX (10) MXPA06006742A (ru)
NL (12) NL1027775C2 (ru)
RU (6) RU2379331C2 (ru)
SG (2) SG149048A1 (ru)
TW (7) TW200535229A (ru)
WO (13) WO2005061664A2 (ru)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7811445B2 (en) * 2003-12-19 2010-10-12 Shell Oil Company Systems and methods of producing a crude product
US8606091B2 (en) * 2005-10-24 2013-12-10 Shell Oil Company Subsurface heaters with low sulfidation rates
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
DK2240556T3 (en) * 2007-11-28 2016-02-15 Saudi Arabian Oil Co A method for refining heavy oil by means of hot pressurized water, and an ultrasonic wave generating premixed
US7862708B2 (en) 2007-12-13 2011-01-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for the desulfurization of heavy oils and bitumens
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
EP2321046A4 (en) * 2008-04-10 2013-12-18 Shell Int Research CATALYST SYSTEMS AND METHOD FOR CONVERTING A CRUDE OIL ELEMENT WITH SUCH CATALYST SYSTEMS
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
MX2012002487A (es) * 2009-08-31 2012-06-13 Rudolf W Gunnerman Proceso no de fraccionamiento para produccion de combustible de baja ebullicion a partir de petroleo crudo o fracciones del mismo.
US9512368B2 (en) 2009-11-02 2016-12-06 Field Upgrading Limited Method of preventing corrosion of oil pipelines, storage structures and piping
US9546325B2 (en) 2009-11-02 2017-01-17 Field Upgrading Limited Upgrading platform using alkali metals
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
US9688920B2 (en) 2009-11-02 2017-06-27 Field Upgrading Limited Process to separate alkali metal salts from alkali metal reacted hydrocarbons
JP6162711B2 (ja) * 2011-11-16 2017-07-12 フィールド アップグレーディング リミテッド アルカリ金属を使用する石油原料の改質
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
CA2917361C (en) 2013-07-18 2018-12-04 China University Of Petroleum-Beijing Iron-based hydrogenation catalyst and use thereof
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
US3759677A (en) * 1970-05-05 1973-09-18 Chevron Res Catalytic synthesis gas manufacture
US3890432A (en) * 1970-05-05 1975-06-17 Chevron Res Catalytic hydrogen 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
US3816298A (en) * 1971-03-18 1974-06-11 Exxon Research Engineering Co Hydrocarbon conversion process
US3740193A (en) * 1971-03-18 1973-06-19 Exxon Research Engineering Co Hydrogen production by catalytic steam gasification of carbonaceous materials
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
US3960706A (en) 1974-05-31 1976-06-01 Standard Oil Company Process for upgrading a hydrocarbon fraction
US3960708A (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
US4003823A (en) * 1975-04-28 1977-01-18 Exxon Research And Engineering Company Combined desulfurization and hydroconversion with alkali metal hydroxides
DE2558505A1 (de) * 1975-04-28 1976-11-18 Exxon Research Engineering Co Verfahren zur entschwefelung und hydrierung von kohlenwasserstoffen
US4003824A (en) * 1975-04-28 1977-01-18 Exxon Research And Engineering Company Desulfurization and hydroconversion of residua with sodium hydride and hydrogen
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
US4127470A (en) * 1977-08-01 1978-11-28 Exxon Research & Engineering Company Hydroconversion with group IA, IIA metal compounds
US4119528A (en) 1977-08-01 1978-10-10 Exxon Research & Engineering Co. Hydroconversion of residua with potassium sulfide
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
WO2002020702A1 (en) * 2000-09-04 2002-03-14 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
WO2005066316A3 (en) 2005-09-22
BRPI0405569A (pt) 2005-08-30
JP2007514829A (ja) 2007-06-07
BRPI0405536A (pt) 2005-09-20
NL1027777C2 (nl) 2006-08-22
RU2006126086A (ru) 2008-01-27
TW200535231A (en) 2005-11-01
MXPA06006742A (es) 2006-08-18
EA200601185A1 (ru) 2006-10-27
BRPI0405585A (pt) 2005-09-27
WO2005063936A2 (en) 2005-07-14
EA200601186A1 (ru) 2007-02-27
NL1027773A1 (nl) 2005-06-22
WO2005063675A3 (en) 2006-02-09
RU2006126085A (ru) 2008-02-10
RU2372381C2 (ru) 2009-11-10
WO2005066308A2 (en) 2005-07-21
EP1702041A2 (en) 2006-09-20
CA2549405C (en) 2013-07-23
BRPI0405563A (pt) 2005-09-20
JP2007518846A (ja) 2007-07-12
AU2004303865A1 (en) 2005-07-07
EP1702021A2 (en) 2006-09-20
JP2007517091A (ja) 2007-06-28
MXPA06006743A (es) 2006-08-18
WO2005063928A3 (en) 2005-11-10
NL1027778C2 (nl) 2006-09-11
SG149056A1 (en) 2009-01-29
NL1027775C2 (nl) 2008-06-10
NL1027780C2 (nl) 2006-08-22
WO2005063932A3 (en) 2005-12-22
JP2007514848A (ja) 2007-06-07
JP4768631B2 (ja) 2011-09-07
CA2550437C (en) 2014-02-11
WO2005066304A2 (en) 2005-07-21
NL1027781A1 (nl) 2005-06-22
AU2004309348A1 (en) 2005-07-14
BRPI0405724A (pt) 2005-10-04
NL1027781C2 (nl) 2006-08-22
NL1027778A1 (nl) 2005-06-22
WO2005066305A3 (en) 2006-01-19
TW200530389A (en) 2005-09-16
JP2007514822A (ja) 2007-06-07
JP2007514839A (ja) 2007-06-07
NL1027779C2 (nl) 2006-09-20
TW200532011A (en) 2005-10-01
CA2567554A1 (en) 2005-07-07
WO2005061671A3 (en) 2006-02-23
RU2006126089A (ru) 2008-02-10
WO2005063936A3 (en) 2006-02-09
WO2005066302A2 (en) 2005-07-21
WO2005066302A3 (en) 2006-01-05
NL1027773C2 (nl) 2006-08-24
NL1027782C2 (nl) 2006-08-22
WO2005061664A2 (en) 2005-07-07
WO2005061665A2 (en) 2005-07-07
SG149048A1 (en) 2009-01-29
EA010396B1 (ru) 2008-08-29
KR20060134026A (ko) 2006-12-27
CA2550244A1 (en) 2005-07-21
NL1027776C2 (nl) 2006-08-24
BRPI0405574A (pt) 2005-08-30
CA2549584A1 (en) 2005-07-14
CA2559839A1 (en) 2005-07-07
TW200535232A (en) 2005-11-01
AU2004312368A1 (en) 2005-07-21
EA012632B1 (ru) 2009-12-30
CA2550255A1 (en) 2005-07-21
WO2005063928A2 (en) 2005-07-14
TW200535229A (en) 2005-11-01
TW200535233A (en) 2005-11-01
NL1027784A1 (nl) 2005-06-22
WO2005066309A2 (en) 2005-07-21
BRPI0405583A (pt) 2005-09-20
BRPI0405580A (pt) 2005-09-20
NL1027783C2 (nl) 2006-08-23
CA2548838A1 (en) 2005-07-21
EA009091B1 (ru) 2007-10-26
RU2006126091A (ru) 2008-02-10
KR20070055994A (ko) 2007-05-31
MXPA06006796A (es) 2006-12-19
RU2006126088A (ru) 2008-02-10
BRPI0405721A (pt) 2005-10-04
AU2004308916A1 (en) 2005-07-14
NL1027784C2 (nl) 2006-08-23
CA2559798C (en) 2012-12-04
WO2005061671A2 (en) 2005-07-07
WO2005066308A3 (en) 2006-03-30
NL1027779A1 (nl) 2005-06-22
AU2004312366A1 (en) 2005-07-21
NL1027780A1 (nl) 2005-06-22
JP2007514823A (ja) 2007-06-07
AU2004309348B2 (en) 2009-02-12
JP2007514846A (ja) 2007-06-07
JP2007516330A (ja) 2007-06-21
EP1702023A2 (en) 2006-09-20
CA2549418A1 (en) 2005-07-21
EP1704202A2 (en) 2006-09-27
CA2549405A1 (en) 2005-07-21
BRPI0405575A (pt) 2005-09-20
EP1704207A2 (en) 2006-09-27
RU2006126084A (ru) 2008-02-10
EP1704209A2 (en) 2006-09-27
WO2005063932A2 (en) 2005-07-14
CA2551164A1 (en) 2005-07-14
CA2559798A1 (en) 2005-07-14
EP1704210A2 (en) 2006-09-27
WO2005061665A3 (en) 2006-04-20
NL1027774C2 (nl) 2006-08-29
WO2005063675A2 (en) 2005-07-14
NL1027783A1 (nl) 2005-06-22
EP1702048A2 (en) 2006-09-20
JP2007516329A (ja) 2007-06-21
KR20060130111A (ko) 2006-12-18
EA011220B1 (ru) 2009-02-27
AU2004312372A1 (en) 2005-07-21
MXPA06006900A (es) 2006-12-19
KR20060130116A (ko) 2006-12-18
BRPI0405935A (pt) 2005-10-04
NL1027776A1 (nl) 2005-06-22
KR20060130112A (ko) 2006-12-18
MXPA06006804A (es) 2006-08-23
AU2004309352B2 (en) 2009-03-26
NL1027774A1 (nl) 2005-06-22
JP2007514535A (ja) 2007-06-07
KR20060130115A (ko) 2006-12-18
EA200601183A1 (ru) 2006-10-27
AU2004312368B2 (en) 2008-10-16
MXPA06006793A (es) 2006-12-19
WO2005066304A3 (en) 2005-09-22
KR20070001098A (ko) 2007-01-03
WO2005066309A3 (en) 2006-01-05
JP2007514825A (ja) 2007-06-07
CA2550437A1 (en) 2005-07-21
JP4712723B2 (ja) 2011-06-29
EP1702024A2 (en) 2006-09-20
BRPI0405581A (pt) 2005-09-20
AU2004312372B2 (en) 2009-03-12
BRPI0405723A (pt) 2005-10-04
WO2005066316A2 (en) 2005-07-21
TW200533738A (en) 2005-10-16
MXPA06006797A (es) 2006-12-19
EP1702038A2 (en) 2006-09-20
MXPA06006790A (es) 2007-03-23
CA2549418C (en) 2014-04-22
CA2559839C (en) 2013-03-12
EP1704212A2 (en) 2006-09-27
MXPA06006741A (es) 2006-08-18
MXPA06006791A (es) 2006-12-19
CA2551092A1 (en) 2005-07-07
NL1027782A1 (nl) 2005-06-22
WO2005061664A3 (en) 2006-05-11
EP1716220A2 (en) 2006-11-02
EP1702046A2 (en) 2006-09-20
NL1027775A1 (nl) 2005-06-22
AU2004309352A1 (en) 2005-07-14
JP2007514844A (ja) 2007-06-07
NL1027777A1 (nl) 2005-06-22
AU2004312366B2 (en) 2008-07-10
AU2004308916B2 (en) 2007-12-13
WO2005066305A2 (en) 2005-07-21
CA2549880A1 (en) 2005-07-14
CA2548838C (en) 2013-08-13
EA200601184A1 (ru) 2006-12-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2379331C2 (ru) Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа
KR100250114B1 (ko) 증기 전환 방법 및 촉매
JP2007514839A5 (ru)
JP6803465B2 (ja) ライトタイトオイル及び高硫黄燃料油からの燃料組成物
RU2007117151A (ru) Способ получения низших олефинов из углеродсодержащего сырья
US20120152801A1 (en) Biofuel compositions and methods based on co-processing aromatic-rich and aromatic-lean components
MX2020007371A (es) Procedimiento de enriquecimiento de petroleo renovable que contiene oxigeno.
JP2007514823A5 (ru)
JP2007514848A5 (ru)
RU2009101916A (ru) Способы получения неочищенного продукта из выбранного сырья
TW201004921A (en) Process for the production of low-concentration ethylene for chemical use
US9120712B2 (en) Process for improving the energy density of feedstocks using formate salts
Khan Production of high quality liquid fuels from coal by mild pyrolysis of coal-lime mixtures
Wijayanti et al. Low-density polyethylene plastic waste to liquid fuel using pyrolysis method: an effect of temperatures on the oil yields physicochemical properties
US3421868A (en) Free fall shale hydrogasification
Kadiev et al. Hydrofining of Oil Shale Pyrolysis Tar in the Presence of Ultradispersed Catalysts
US1597796A (en) Process of making low-boiling hydrocarbons from petroleum or other oils
Kadiev et al. Thermodynamic analysis of the gasification product composition of vacuum residuum from the hydroconversion of heavy crude fractions oil
US7572366B2 (en) Method for processing natural gasoline
Buzayev PRODUCTION OF LOW SULFURE COKE FROM HEAVY OIL RESIDUES
WO2024012992A1 (en) Systems and process for the production of hydrocarbon products
US1105772A (en) Process of making gas from oil.
JP2024027978A (ja) 混合方法及び低級オレフィン組成物の製造方法
SU1712588A1 (ru) Способ газлифтной эксплуатации скважин
KR101634513B1 (ko) 고발열량 가스의 제조 방법

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20111217