RU2768712C2 - Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2768712C2
RU2768712C2 RU2021103536A RU2021103536A RU2768712C2 RU 2768712 C2 RU2768712 C2 RU 2768712C2 RU 2021103536 A RU2021103536 A RU 2021103536A RU 2021103536 A RU2021103536 A RU 2021103536A RU 2768712 C2 RU2768712 C2 RU 2768712C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
mixture
gas
feedstock
oil
fuel
Prior art date
Application number
RU2021103536A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2021103536A (ru
RU2021103536A3 (ru
Inventor
Бертран Р. КЛАССМАНН
Майкл Дж. МУР
Original Assignee
МАДЖЕМА ТЕКНОЛОДЖИ, ЛЛСи
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=63106156&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2768712(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by МАДЖЕМА ТЕКНОЛОДЖИ, ЛЛСи filed Critical МАДЖЕМА ТЕКНОЛОДЖИ, ЛЛСи
Publication of RU2021103536A publication Critical patent/RU2021103536A/ru
Publication of RU2021103536A3 publication Critical patent/RU2021103536A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2768712C2 publication Critical patent/RU2768712C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/34—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping with one or more auxiliary substances
    • B01D3/343—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping with one or more auxiliary substances the substance being a gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1481—Removing sulfur dioxide or sulfur trioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • 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
    • B01J21/00—Catalysts comprising the elements, oxides, or hydroxides of magnesium, boron, aluminium, carbon, silicon, titanium, zirconium, or hafnium
    • B01J21/02—Boron or aluminium; Oxides or hydroxides thereof
    • B01J21/04—Alumina
    • 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
    • B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
    • 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
    • B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
    • B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group 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
    • 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
    • B01J23/74—Iron group 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
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/008—Details of the reactor or of the particulate material; Processes to increase or to retard the rate of reaction
    • 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
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/0278—Feeding reactive fluids
    • 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
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/0292—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds with stationary packing material in the bed, e.g. bricks, wire rings, baffles
    • 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
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/04—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds
    • B01J8/0446—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds the flow within the beds being predominantly vertical
    • B01J8/0449—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds the flow within the beds being predominantly vertical in two or more cylindrical beds
    • B01J8/0457—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds the flow within the beds being predominantly vertical in two or more cylindrical beds the beds being placed in separate reactors
    • 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
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/04—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds
    • B01J8/0492—Feeding reactive fluids
    • 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
    • C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
    • C10G25/003—Specific sorbent material, not covered by C10G25/02 or C10G25/03
    • 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
    • C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
    • C10G25/02—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents with ion-exchange material
    • 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
    • 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
    • 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
    • C10G45/22—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 with hydrogen dissolved or suspended in the oil
    • 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
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/16—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including a sorption process as the refining step in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/12—Inorganic compounds
    • 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
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • 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
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/16—Hydrocarbons
    • C10L1/1608—Well defined compounds, e.g. hexane, benzene
    • 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
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/182—Organic compounds containing oxygen containing hydroxy groups; Salts thereof
    • C10L1/183—Organic compounds containing oxygen containing hydroxy groups; Salts thereof at least one hydroxy group bound to an aromatic carbon atom
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C13/00—Apparatus in which combustion takes place in the presence of catalytic material
    • F23C13/08—Apparatus in which combustion takes place in the presence of catalytic material characterised by the catalytic material
    • 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
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008—Controlling the process
    • B01J2208/00548—Flow
    • B01J2208/00557—Flow controlling the residence time inside the reactor vessel
    • 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
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/02—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor with stationary particles
    • 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
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/02—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor with stationary particles
    • B01J2208/023—Details
    • B01J2208/024—Particulate material
    • B01J2208/025—Two or more types of catalyst
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °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
    • C10G2300/107—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
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • 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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/208—Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW
    • 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
    • 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
    • C10G2300/302—Viscosity
    • 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
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4062—Geographical aspects, e.g. different process units form a combination process at different geographical locations
    • 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
    • C10G2300/70—Catalyst aspects
    • 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
    • C10G2300/80—Additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/06—Gasoil
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0263—Sulphur containing compounds
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0407—Specifically defined hydrocarbon fractions as obtained from, e.g. a distillation column
    • C10L2200/0438—Middle or heavy distillates, heating oil, gasoil, marine fuels, residua
    • 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
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • 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
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C10L2270/026—Specifically adapted fuels for internal combustion engines for diesel engines, e.g. automobiles, stationary, marine

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Financial Or Insurance-Related Operations Such As Payment And Settlement (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области нефтепереработки. Предложено устройство для уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива, включающее первый резервуар, второй резервуар, гидравлически сообщающийся с первым резервуаром, и третий резервуар, гидравлически сообщающийся со вторым резервуаром и обеспечивающий возможность обработки жидких компонентов, поступивших в него из второго сосуда, отделение любых остаточных газообразных компонентов и любых побочных углеводородных компонентов от конечного продукта тяжелого судового жидкого топлива и выгрузки тяжелого судового жидкого топлива, и линию разгрузки из третьего резервуара для выгрузки продукта ТСЖТ. Также предложен способ уменьшения загрязнения окружающей среды. Технический результат заключается в удалении загрязнителей окружающей среды из ТСЖТ. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 8 табл., 3 пр., 2 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к составу тяжелого судового жидкого топлива.
Уровень техники
Существуют два типа судового жидкого топлива: судовой мазут на основе дистиллята и судовой мазут на основе кубовых остатков. Судовой мазут на основе дистиллята, также известный как судовое маловязкое топливо (СМТ) или судовое дизельное топливо (СДТ), содержит нефтяные фракции, отделенные от неочищенной сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе с помощью процесса дистилляции. Газойль (также называемый средним дизельным топливом) представляет собой промежуточный продукт нефтяного дистиллята с диапазоном кипения и вязкостью между керосином и машинным маслом, содержащий смесь углеводородов С10-19. Газойль используется для отопления домов и для тяжелой техники, такой как краны, бульдозеры, генераторы, бобкаты, тракторы и зерноуборочные комбайны. Как правило, максимизация извлечения газойля из остатков после перегонки является наиболее экономичным использованием материалов нефтепереработчиками, так как они могут расщеплять газойли в ценный бензин и дистилляты. Дизельные масла очень похожи на газойли с дизельным топливом, содержащие преимущественно смесь углеводородов С10-19, которые включают примерно 64% алифатических углеводородов, 1-2% олефиновых углеводородов и 35% ароматических углеводородов. Судовые дизели могут содержать до 15% остаточных технологических потоков и, необязательно, не более 5% объема полициклических ароматических углеводородов (асфальтенов). Дизельное топливо в основном используется в качестве топлива для наземного транспорта и в качестве компонента смешивания с керосином для образования авиационного топлива для реактивных двигателей.
Топливо на основе кубовых остатков или тяжелое судовое жидкое топливо (ТСЖТ) содержит смесь технологических остатков фракций, которые не кипят и не испаряются даже в условиях вакуума и имеют содержание асфальтена от 3 до 20% по массе (мас.%). Асфальтены представляют собой крупные и сложные полициклические углеводороды со склонностью к образованию сложных и воскообразных осадков. Как только асфальтены выпадают в осадок, их, как известно, трудно перерастворить, и они описываются как осадок на дне цистерны жидкого топлива в промышленности морского судоходства и судового бункерного топлива.
Более 50 лет большие океанские суда используют ТСЖТ для работы на больших двухтактных дизельных двигателях. ТСЖТ представляет собой смесь ароматических соединений, дистиллятов и кубовых остатков, образующихся в процессе переработки нефти. Типичные потоки, включенные в состав ТСЖТ, включают: кубовые остатки атмосферной колонны (т.е. остатки в атмосфере), кубовые остатки вакуумной колонны (т.е. остатки в вакууме), остатки висбрекинга, легкий рецикловый газойль ФКК (ЛРГ), тяжелый рецикловый газойль ФКК (ТРГ), также известный как кубовый остаток ФКК, суспензия в нефтепродукте ФКК, тяжелые газойли и масло замедленного крекинга (МЗК), полицилические ароматические углеводороды, регенерированные моторные масла для наземного транспорта и небольшие порции (менее 20% по объему) дистиллятного нефтепродукта, керосина или дизельного топлива для достижения желаемой вязкости. Содержание ТСЖТ в ароматических веществах выше, чем в судовых дистиллятных топливах, упомянутых выше. Состав ТСЖТ сложен и варьируется в зависимости от источника сырой нефти и процессов нефтепереработки, используемых для извлечения наибольшей выгоды из барреля сырой нефти. Смесь компонентов, как правило, характеризуется как вязкостью, с высоким содержанием серы и металлов, и с высоким содержанием асфальтенов, что делает ТСЖТ единственным продуктом процесса нефтепереработки, который имеет стоимость за баррель меньше, чем сама исходная сырая нефть.
Промышленная статистика показывает, что около 90% проданного ТСЖТ содержит 3,5% мас. серы. Учитывая, что общее потребление ТСЖТ в мире составляет примерно 300 миллионов тонн в год, ежегодное производство диоксида серы в судоходной промышленности оценивается в более чем 21 миллион тонн в год. Выбросы от сжигания ТСЖТ на судах вносят значительный вклад как в мировые, так и в локальные степени загрязнения воздуха.
МАРПОЛ, Международная конвенция по предотвращению загрязнения с судов, принятая Международной морской организацией (ИМО), была принята для предотвращения загрязнения с судов. В 1997 году новое приложение было добавлено в МАРПОЛ; Правила предотвращения загрязнения воздуха с судов - Приложение VI для сведения к минимуму выбросов в атмосферу с судов (SOx, NOx, ODS, VOC) и их вклада в загрязнение воздуха. Пересмотренное Приложение VI с ужесточенными ограничениями выбросов было принято в октябре 2008 года и вступило в силу 1 июля 2010 года (далее - Приложение VI (пересмотренное) или просто Приложение VI).
Приложение VI к МАРПОЛ (пересмотренное) устанавливает набор строгих предельных значений выбросов при работе судов в обозначенных зонах контроля за выбросами (ЕСА). ЕСА согласно Приложению VI к МАРПОЛ (пересмотренному): i) район Балтийского моря как определено в Приложении I к МАРПОЛ только SOx; ii) район Северного моря как определено в Приложении V к МАРПОЛ только SOx; iii) Североамериканский как определено в Приложении VII к Приложению VI к МАРПОЛ SOx, NOx и РМ; и iv) район Карибского моря Соединенных Штатов как определено в Приложении VII к Приложению VI к МАРПОЛ SOx, NOx и РМ.
Приложение VI (пересмотренное) было кодифицировано в Соединенных Штатах Законом о предотвращении загрязнения с судов (APPS). Под руководством APPS Агентство по охране окружающей среды США (ЕРА) в консультации с Береговой охраной США (USCG) обнародовало правила, которые включают в себя путем ссылки полный текст Приложения VI к МАРПОЛ (пересмотренного). Смотрите 40 C.F.R. §1043.100(a)(1). На 1 августа 2012 г. максимальное содержание серы во всех судовых топливных маслах, используемых на судах, работающих в водах США/ЕСА, не может превышать 1,00 мас.% (10000 ppm) и 1 января 2015 года максимальное содержание серы во всех судовых топливных маслах, используемых в ЕСА Северной Америки, было снижено до 0,10 мас.% (1000 ppm). Во время реализации правительство Соединенных Штатов указало, что операторы судов должны энергично готовиться к стандарту содержания серы для судового топлива в США 0,10 мас.% (1000 ppm). Для стимулирования соблюдения, ЕРА и USCG отказались рассматривать стоимость соответствующего топлива с низким содержанием серы как вескую основу для заявления о том, что соответствующее топливо не было доступно для покупки. В течение последних пяти лет существовал очень сильный экономический стимул для удовлетворения потребностей морской промышленности в ТСЖТ с низким содержанием серы, однако технически жизнеспособные решения не были реализованы. Существует постоянная и насущная потребность в процессах и методах получения ТСЖТ с низким содержанием серы, которые соответствуют требованиям к выбросам Приложения VI МАРПОЛ.
Из-за ЕСА все океанские суда, которые работают как снаружи, так и внутри этих ЕСА, должны работать на различных судовых топливных маслах, чтобы соответствовать специальным ограничениям и достигать максимальной экономической эффективности. В таких случаях, перед входом в ЕСА, судно должно полностью перейти на использование совместимого с ЕСА судового топлива и иметь на борту внедренные письменные процедуры о том, как это должно быть выполнено. Аналогичным образом, переход с использования совместимого с ЕСА топлива обратно на ТСЖТ не должен начинаться только после выхода из ЕСА. При каждом переключении требуется, чтобы количество топлива, соответствующего требованиям ЕСА на борту, регистрировалось с указанием даты, времени и местоположения судна как при завершении перехода до входа, так и при переходе после выхода из такой области. Эти записи должны вноситься в бортовой журнал в соответствии с предписаниями государства флага судна, при отсутствии каких-либо конкретных требований, которые могут быть внесены в протокол, например, в судовой журнал учета нефти по Приложению I.
Приложение VI (пересмотренное) также устанавливает международные ограничения на выбросы оксида серы и оксида азота от выхлопов судов и твердых частиц и запрещает преднамеренные выбросы озоноразрушающих веществ, таких как гидрохлорфторуглероды. В соответствии с пересмотренным Приложением VI МАРПОЛ международный предел содержания серы для ТСЖТ был снижен до 3,50 мас.% с 1 января 2012 года; затем дополнительно снижается до 0,50 мас.%, начиная с 1 января 2020 года. Это положение стало предметом многочисленных дискуссий как в судоходстве, так и в бункеровке судов. По международным ограничениям все суда должны использовать ТСЖТ с содержанием серы не более 0,50 мас.%. ИМО неоднократно указывала судоходной отрасли, что, несмотря на наличие соответствующего топлива или цены на совместимое топливо, соответствие 0,50 мас.% предела серы для ТСЖТ будет введено 1 января 2020 года, и IMO ожидает, что рынок топлива удовлетворит это требование. Существовал очень сильный экономический стимул для удовлетворения потребностей международной судовой промышленности в ТСЖТ с низким содержанием серы, однако технически жизнеспособные решения не были реализованы. Существует постоянная и насущная потребность в процессах и методах получения ТСЖТ с низким содержанием серы, которые соответствуют требованиям к выбросам Приложения VI МАРПОЛ.
Правило 14 ИМО предусматривает как предельные значения, так и способы их соблюдения. Их можно разделить на методы, называемые первичными (в которых предотвращается образование загрязняющих веществ) или вторичными (в которых загрязняющие вещества образуются, но удаляются до выброса потока выхлопных газов в атмосферу). Не существует руководящих принципов, касающихся каких-либо основных методов (которые могут включать, например, смешивание жидкого топлива на борту или использование двух видов топлива (газ/жидкость)). В отношении вторичных методов контроля были приняты руководящие принципы (МЕРС.184(59)) для систем очистки выхлопных газов; при использовании таких устройств не будет никаких ограничений на содержание серы в топливе при бункеровке, кроме тех, которые предусмотрены сертификацией системы. По многочисленным техническим и экономическим причинам вторичные меры контроля были отклонены крупными судоходными компаниями и не получили широкого распространения в отрасли морских перевозок. Использование вторичного контроля не рассматривается в качестве практического решения в отрасли морских перевозок.
Первичные меры контроля: Основное внимание для обеспечения соответствия требованиям МАРПОЛ было уделено первичным мерам контроля для снижения уровня серы в компонентах судового топлива перед сгоранием на основе замены ТСЖТ альтернативными видами топлива. Однако переход от ТСЖТ к альтернативным видам топлива ставит ряд проблем для операторов судов, многие из которых до сих пор не поняты ни судоходной, ни перерабатывающей промышленностью. Из-за потенциальных рисков для судовых силовых установок (то есть топливных систем, двигателей и т.д.), когда судно переключает топливо, процесс конверсии должен выполняться безопасно и эффективно, чтобы избежать каких-либо технических проблем. Однако каждое альтернативное топливо имеет как экономические, так и технические трудности, адаптируясь к десятилетиям инфраструктуры судоходства и систем бункеровки, основанных на ТСЖТ, используемом в судоходной отрасли.
СПГ: Наиболее распространенной первичной мерой решения в судоходной отрасли является принятие СПГ в качестве основного или дополнительного топлива для ТСЖТ. Все больше судов используют сжиженный природный газ (СПГ) в качестве основного топлива. Природный газ в качестве судового топлива для турбин внутреннего сгорания и дизельных двигателей приводит к незначительным выбросам оксида серы. Преимущества природного газа были признаны при разработке ИМО Международного кодекса судов, использующих газы и другие виды топлива с низкой температурой вспышки (IGF Code), который был принят в 2015 году. СПГ, однако, ставит морскую отрасль перед эксплуатационными проблемами, включая: хранение криогенной жидкости в морской среде на судне потребует обширной реконструкции и замены систем бункерного хранения топлива и систем транспортировки топлива на судне; поставки СПГ далеко не повсеместны в основных мировых портах; перед выходом в море потребуется обновить квалификацию экипажа и пройти обучение работе на СПГ или двухтопливных двигателях.
Биотопливо, не содержащее серу: Другой предлагаемой первичной мерой для обеспечения соответствия требованиям МАРПОЛ является замена ТСЖТ на биотопливо, не содержащее серу. Биодизель имел ограниченный успех в вытеснении дизельного топлива, полученного из нефти, однако поставки остаются ограниченными. Метанол использовался на некоторых коротких морских рейсах в ЕСА Северного моря на паромах и других прибрежных судах. Широкое распространение биотоплива, такого как биодизель или метанол, создает много проблем для судовладельцев и промышленности бункерного топлива. Эти проблемы включают: совместимость топливной системы и адаптация существующих топливных систем; загрязнение при длительном хранении метанола и биодизеля из воды и биологическое загрязнение; теплосодержание метанола и биодизеля в расчете на тонну существенно ниже, чем у ТСЖТ; а метанол имеет высокое давление насыщенных паров и представляет серьезную проблему безопасности при внезапных пожарах.
Замена тяжелого жидкого топлива на судовое маловязкое топливо или судовое дизельное топливо: Третья предлагаемая первичная мера решения заключается в простой замене ТСЖТ на судовое маловязкое топливо (СМТ) или судовое дизельное топливо (СДТ). Первой серьезной трудностью является ограничение в мировых поставках дистиллятных материалов, которые составляют более 90% по объему СМТ и СДТ. Сообщается, что эффективная резервная мощность для производства СМТ составляет менее 100 миллионов метрических тонн в год, что приводит к ежегодному дефициту судового топлива более чем в 200 миллионов метрических тонн в год. Нефтеперерабатывающие заводы не только не имеют возможности увеличить производство СМТ, но и не имеют экономической мотивации, так как более высокую стоимость и более высокую прибыль можно получить из дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы для наземных транспортных систем (например, грузовых автомобилей, поездов, систем общественного транспорта, тяжелой строительной техники и т.д.).
Смешивание: Другой первичной мерой решения является смешивание ТСЖТ с топливом с низким содержанием серы, таким как судовое дизельное топливо с низким содержанием серы (0,1 мас.% серы), для получения продукта ТСЖТ с содержанием серы 0,5 мас.%. При подходе прямого смешивания (на основе линейного смешивания) каждая 1 тонна ТСЖТ (3,5% серы) требует 7,5 тонн СМТ или СДТ с 0,1 мас.% серы для достижения уровня серы 0,5 мас.%. ТСЖТ. Специалист в области смешивания топлива сразу поймет, что смешивание наносит вред ключевым свойствам ТСЖТ, в частности, существенно изменяются вязкость и плотность. Кроме того, процесс смешивания может привести к топливу с переменной вязкостью и плотностью, которые могут больше не соответствовать требованиям для ТСЖТ.
Дальнейшие осложнения могут возникнуть, когда смешанное ТСЖТ вводится в бункерную инфраструктуру и судовые системы, в противном случае предназначенные для несмешанного ТСЖТ. Существует реальный риск несовместимости при смешивании двух видов топлива. Смешивание в основном дистиллятного топлива парафинового типа (СМТ или СДТ) с ТСЖТ, имеющим высокое содержание ароматических веществ, часто коррелирует с плохой растворимостью асфальтенов. Смешанное топливо может привести к осаждению асфальтенов и/или высокопарафиновых материалов из дистиллятного материала, образующего трудноперерабатываемый осадок в шламовой цистерне. Этот осадок вызывает засорение фильтров и сепараторов, перекачивающих насосов и трубопроводов, накопление осадка в резервуарах для хранения, залипание топливных насосов (отложения на плунжере и бочке) и засоренные топливные форсунки. Такой риск для первичной двигательной установки неприемлем для грузового судна в открытом океане.
Наконец, смешивание ТСЖТ с судовыми дистиллятными продуктами (СМТ или СДТ) экономически нецелесообразно. Блендер будет брать продукт с высокой добавленной стоимостью (0,1% серы в судовом маловязком топливе (СМТ) или судовом дизельном топливе (СДТ)) и смешивать его с 7,5 до 1 с ТСЖТ с низким содержанием серы для создания окончательного ТСЖТ, совместимого с ИМО/МАРПОЛ (т.е. 0,5 мас.% S тяжелого судового жидкого топлива с низким содержанием серы - ТСЖТНСС).
Ожидается, что ТСЖТНСС будет продаваться по более низкой цене за тонну, чем стоимость двух смешанных потоков.
Переработка остаточного масла. В течение последних нескольких десятилетий в центре внимания научно-исследовательских работ в нефтеперерабатывающей промышленности, связанных с переработкой тяжелых масел (сырая нефть, остаточные масла), была модернизация свойств этих низкоценных нефтеперерабатывающих технологических масел для создания более легких масел с большей ценностью. Проблема заключалась в том, что сырая нефть и остаточные масла могут быть нестабильными и содержать высокие уровни серы, азота, фосфора, металлов (особенно ванадия и никеля) и асфальтенов. Большая часть никеля и ванадия находится в труднодоступных для удаления хелатах с порфиринами. Порфирины ванадия и никеля и другие металлоорганические соединения являются причиной загрязнение катализатора и проблем коррозии на нефтеперерабатывающем заводе. Сера, азот и фосфор удаляются, поскольку они являются хорошо известными ядами для катализаторов из драгоценных металлов (платины и палладия), используемых в процессах, протекающих после атмосферных или вакуумных дистилляционных колонн.
Трудности, связанные с обработкой атмосферных или вакуумных остаточных потоков, известны уже много лет и были предметом значительных исследований. Были разработаны многочисленные способы конверсии остаточного масла, в которых цели совпадают: 1) создать более дорогостоящий, предпочтительно дистиллятный углеводородный продукт; и 2) концентрировать загрязняющие вещества, такие как сера, азот, фосфор, металлы и асфальтены в форму (кокс, тяжелый остаток от коксования, суспензионное масло ФКК) для удаления из потока нефтепереработки. Хорошо известная и общепринятая практика в нефтеперерабатывающей промышленности заключается в повышении степени тяжести реакции (повышенная температура и давление) для получения более легких и очищенных углеводородных продуктов, увеличения срока службы катализатора и удаления серы, азота, фосфора, металлов и асфальтенов из потока нефтепереработки.
В этих процессах также хорошо известно, что природа исходного сырья оказывает значительное влияние на производимые продукты, срок службы катализатора и, в конечном счете, экономическую жизнеспособность процесса. В типичном техническом документе «Кинетика гидроочистки остаточного масла для градуированных каталитических систем: влияние исходного и обработанного сырья» говорится, что «результаты выявили значительные изменения в активности в зависимости от сырья, используемого для испытаний. Исследование демонстрирует важность правильного выбора сырья, используемого при оценке рабочих характеристик и отборе катализатора-кандидата для градиентных каталитических систем для гидроочистки остаточного масла». Из этого специалист в данной области техники поймет, что условия, необходимые для успешной гидрообработки атмосферного остатка, не применимы для успешной гидрообработки вакуумного остатка, которые не применимы для успешной гидрообработки остатка висбрекинга, и так далее. Успешные условия реакции зависят от исходного сырья. По этой причине современные сложные нефтеперерабатывающие заводы имеют несколько установок гидрообработки, каждая из которых нацелена на определенный поток углеводородов с акцентом на создание желательных и ценных легких углеводородов и обеспечение продукта, приемлемого для последующего процесса.
Еще одна трудность при переработке тяжелых нефтяных остатков и других тяжелых углеводородов заключается в присущей нестабильности каждого промежуточного потока нефтепереработки. Специалист в данной области техники понимает, что существует множество практических причин, по которым каждый поток нефтеперерабатывающего завода обрабатывается изолированно. Одной из таких причин является непредсказуемая природа асфальтенов, содержащихся в каждом потоке. Асфальтены представляют собой крупные и сложные углеводороды со склонностью к осаждению из потоков углеводородов нефтепереработки. Специалисту в данной области известно, что даже небольшие изменения компонентов или физических условий (температура, давление) могут привести к осаждению асфальтенов, которые в противном случае растворялись в растворе. После осаждения из раствора асфальтены могут быстро блокировать основополагающие линии, регулирующие клапаны, покрывать критические чувствительные устройства (т.е. датчики температуры и давления) и, как правило, приводить к серьезным и очень дорогостоящим сбоям и отключению установки или всего нефтеперерабатывающего завода. По этой причине на нефтеперерабатывающих заводах давно практикуется не смешивать потоки промежуточных продуктов (таких как атмосферный остаток, вакуумный остаток, суспензионное масло ФКК и т.д.) и обрабатывать каждый поток в отдельных реакторах.
Таким образом, с момента объявления стандартов МАРПОЛ, снижающих мировые уровни серы в ТСЖТ, переработчики сырой нефти не предпринимали технических усилий для создания заменителя ТСЖТ с низким содержанием серы. Несмотря на сильные правительственные и экономические стимулы и потребности отрасли международного морского судоходства, у нефтеперерабатывающих заводов мало экономических причин для устранения загрязнения окружающей среды от ТСЖТ. Вместо этого мировая нефтеперерабатывающая отрасль была сосредоточена на получении большей прибыли от каждого барреля нефти путем создания легких углеводородов (т.е. дизельного топлива и бензина) и концентрировании загрязняющих веществ в окружающей среде в менее ценные потоки (т.е. остатки) и продукты (нефтяной кокс, ТСЖТ). Судоходные компании сосредоточили свое внимание на краткосрочных решениях, таких как установка скрубберов или принятие ограниченного использования более дорогого судового дизельного топлива с низким содержанием серы и судового маловязкого топлива в качестве замены ТСЖТ. В открытом море большинство, если не все крупные судоходные компании продолжают использовать наиболее экономически выгодное топливо, а именно ТСЖТ. Сохраняется давняя и неудовлетворенная потребность в процессах и устройствах, которые удаляют загрязнители окружающей среды (например, серу, азот, фосфор, металлы, особенно ванадий и никель) из ТСЖТ, не изменяя качества и свойства, которые делают ТСЖТ наиболее экономичным и практичным топливом для морских судов. Кроме того, сохраняется давняя и неудовлетворенная потребность в совместимом с ИМО низком содержании серы (т.е. 0,5 мас.% серы) или сверхнизком (0,10 мас.% серы) ТСЖТ, который также соответствует объемным свойствам, необходимым для товарного ТСЖТ ISO 8217.
Раскрытие изобретения
Общей целью является уменьшение загрязнений окружающей среды от тяжелого судового жидкого топлива (ТСЖТ) в процессе, который сводит к минимуму изменения желательных свойств ТСЖТ и сводит к минимуму ненужное производство побочных углеводородов (т.е. легких углеводородов (C1-C8) и не стабилизированной нафты (С5-С20).
Первый аспект и иллюстративный вариант осуществления включают в себя процесс уменьшения загрязнений окружающей среды в тяжелом судовом жидком топливе исходного сырья, причем процесс включает в себя: смешивание некоторого количества тяжелого судового жидкого топлива в сырье с количеством смеси активирующего газа с получением смеси исходного сырья; контактирование сырьевой смеси с одним или несколькими катализаторами с образованием технологической смеси из сырьевой смеси; получение указанной технологической смеси и отделение жидких компонентов тяжелого судового жидкого топлива технологической смеси от газообразных компонентов и побочных углеводородных компонентов технологической смеси и выгрузку тяжелого судового жидкого топлива.
Второй аспект и иллюстративный вариант осуществления охватывают углеводородную топливную композицию, называемую в настоящем документе тяжелой судовой жидкой композицией, состоящей по существу, по меньшей мере, из основного объема, предпочтительно из 85 об.%, более предпочтительно, по меньшей мере, 90 об.% и наиболее предпочтительно по меньшей мере 95% по объему тяжелого судового жидкого топлива, полученного в результате раскрытого способа уменьшения загрязнений окружающей среды в сырье тяжелого судового жидкого топлива или необязательно произведенного устройствами, воплощающими этот процесс. Баланс объема в составе тяжелого судового топлива может составлять разбавляющие материалы с продуктом ТСЖТ, но не приводить к смеси, которая не соответствует стандартам ISO 8217: 2017 для объемных свойств остаточного судового топлива и достигает содержания серы ниже, чем мировой стандарт МАРПОЛ 0,5 мас.% (ISO 14596 или ISO 8754).
Третий аспект и иллюстративный вариант осуществления включают в себя устройство для уменьшения загрязнений окружающей среды в исходном сырье ТСЖТ и получения продукта ТСЖТ. Иллюстративное устройство содержит первый резервуар, второй резервуар, гидравлически сообщающийся с первым резервуаром, и третий резервуар, гидравлически сообщающийся со вторым резервуаром, и линию разгрузки из третьего резервуара для выгрузки продукта ТСЖТ. В первый сосуд поступает некоторое количество исходного сырья ТСЖТ, смешанного с количеством смеси активирующего газа, и полученная смесь контактирует с одним или несколькими катализаторами при определенных условиях процесса с образованием технологической смеси. Второй сосуд принимает технологическую смесь из первого сосуда, отделяет жидкие компоненты от объемных газообразных компонентов в технологической смеси. Объемные газообразные компоненты отправляются на дальнейшую переработку. Жидкие компоненты, отправляемые в третий сосуд, отделяют любые остаточные газообразные компоненты и любые побочные углеводородные компоненты (главным образом, легкую и нестабилизированную нафту) от обработанного продукта ТСЖС, который впоследствии выгружается.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена технологическая схема процесса производства продукта ТСЖТ;
На фиг. 2 представлена принципиальная схема установки для производства продукта ТСЖТ.
Осуществление изобретения
В описанных здесь идеях изобретения используются термины, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области техники, однако некоторые термины используются с конкретным предполагаемым значением, и эти термины определены ниже:
Тяжелое судовое жидкое топливо (ТСЖТ) представляет собой топливо нефтяного происхождения, соответствующее стандартам ISO 8217: 2017 для объемных свойств остаточного судового топлива, за исключением уровней концентрации загрязнителей окружающей среды.
Загрязнители окружающей среды представляют собой органические и неорганические компоненты ТСЖТ, которые приводят к образованию SOx, NOx и твердых частиц при сгорании.
Исходное сырье ТСЖТ является топливом нефтяного происхождения, соответствующим стандартам ISO 8217: 2017 для объемных свойств остаточного морского топлива, за исключением концентрации загрязнителей окружающей среды, предпочтительно, чтобы исходное сырье ТСЖТ имело содержание серы, превышающее мировой стандарт МАРПОЛ 0,5 мас.% серы, а предпочтительно имеющее содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) в диапазоне от 5,0 мас.% до 1,0 мас.%.
Композиция тяжелого судового топлива представляет собой углеводородную топливную композицию, состоящую, по существу, из, по меньшей мере, 85% по объему продукта ТСЖТ и не более чем 15% по объему разбавителя, и соответствующую стандартам ISO 8217: 2017 для объемных свойств остаточного судового топлива и с содержанием серы ниже, чем международный стандарт МАРПОЛ, 0,5 мас.% серы (ISO 14596 или ISO 8754).
Разбавителя представляют собой углеводородные или неуглеводородные материалы, смешанные, или объединенные с, или добавленные к твердым веществам, взвешенным в продукте ТСЖТ, присутствие которых не приводит к смеси, которая не соответствует стандартам ISO 8217:2017 для объемных свойств остаточных судовых топлив и приводит к содержанию серы, превышающему международный стандарт МАРПОЛ 0,5 мас.% серы (ISO 14596 или ISO 8754).
Продукт ТСЖТ является топливом нефтяного происхождения, соответствующим стандартам ISO 8217: 2017 для объемных свойств остаточного судового топлива, и содержание серы в нем ниже, чем в международном стандарте МАРПОЛ 0,5 мас.% серы (ISO 14596 или ISO 8754), и предпочтительно максимальное содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) в диапазоне от 0,05 мас.% до 1,0 мас.%.
Активирующий газ представляет собой смесь газов, используемых в процессе, в сочетании с катализатором для удаления загрязнений окружающей среды из сырья ТСЖТ.
Гидравлическое сообщение представляет собой способность переносить жидкости (либо жидкость, газ или их комбинации, которые могут содержать взвешенные твердые частицы) из первого сосуда или местоположения во второй сосуд или местоположение, это может охватывать соединения, сделанные трубами (также называемыми линией), катушки, клапаны, промежуточные резервуары или резервуары-усреднители (также называемые сборником).
Коммерческое качество представляет собой такой уровень качества для остаточного судового мазута, при котором топливо пригодно для обычных целей, для которых оно предназначено (т.е. служит в качестве источника остаточного топлива для морского судна), и может быть коммерчески продано, как и взаимозаменяемо с тяжелым или остаточным судовым бункерным топливом.
Баррель или барр представляет собой стандартную объемную меру для нефти; 1 баррель = 0,1589873 м3; или 1 баррель = 158,9873 литра; или 1 баррель = 42,00 американских жидких галлона.
Барр/сут представляет собой сокращение для барреля в день.
SCF представляет собой сокращение от стандартного кубического фута газа; стандартный кубический фут (при 14,73 фунтов на квадратный дюйм и 60°F) равен 0,0283058557 стандартных кубических метров (при 101,325 кПа и 15°С).
Концепции изобретения более подробно проиллюстрированы в этом описании со ссылкой на чертежи, на которых фиг. 1 показывает обобщенные блок-процессы, предназначенные для уменьшения загрязнения окружающей среды в сырье ТСЖТ и получения продукта ТСЖТ в соответствии с первым иллюстративным вариантом осуществления. Предварительно определенный объем исходного сырья ТСЖТ (2) смешивают с предварительно определенным количеством активирующего газа (4) для получения смеси исходного сырья. Используемый исходный материал ТСЖТ в целом соответствует физическим и некоторым ключевым химическим свойствам остаточного судового топлива, в противном случае соответствует стандарту ISO8217: 2017, за исключением загрязнений окружающей среды. Более конкретно, когда загрязнитель окружающей среды представляет собой серу, концентрация серы в сырье ТСЖТ может находиться в диапазоне от 5,0 мас.% до 1,0 мас.%. Исходное сырье ТСЖТ должно иметь объемные физические свойства, которые требуются от совместимого с ISO8217:2017 ТСЖТ: максимальная кинематическая вязкость при 50°С (ISO 3104) в диапазоне от 180 мм2/с до 700 мм2/с, максимальная плотность при 15°С (ISO 3675) в диапазоне от 991,0 кг/м3 до 1010,0 кг/м3, CCAI составляет от 780 до 870, а температура вспышки (ISO 2719) не ниже 60,0°С. Другие свойства исходного сырья ТСЖТ, связанные с образованием дисперсного материала (РМ), включают: максимальный общий осадок окисленный (ISO 10307-2) 0,10 мас.%, максимальный углеродный остаток - микро (ISO 10370) в диапазоне от 18,00 мас.% до 20,00 мас.%, максимальное содержание алюминия с кремнием (ISO 10478) 60 мг/кг. Потенциальные загрязняющие вещества для окружающей среды, кроме серы, которые могут присутствовать в сырье ТСЖТ по сравнению с требованиями ISO, могут включать ванадий, никель, железо, алюминий и кремний, существенно сниженные способом по настоящему изобретению. Однако специалист в данной области поймет, что содержание ванадия служит общим индикатором этих других загрязнителей окружающей среды. В одном предпочтительном варианте осуществления содержание ванадия соответствует ISO, поэтому максимальное содержание ванадия в сырье ТСЖТ (ISO 14597) находится в диапазоне от 350 мг/кг до 450 мг /кг.
Что касается свойств активирующего газа, он должен быть выбран из смесей азота, водорода, углекислого газа, воды в газообразном состоянии и метана. Смесь газов в активирующем газе должна иметь идеальное парциальное давление водорода (рН2), превышающее 80% от общего давления смеси активирующего газа (Р), и более предпочтительно, когда активирующий газ имеет парциальное давление идеального газа водорода (рН2) более 95% от общего давления смеси активирующего газа (Р). Специалисту в данной области будет понятно, что молярное содержание активирующего газа является еще одним критерием, при котором активирующий газ должен иметь мольную долю водорода в диапазоне от 80 до 100% от общего количества молей смеси активирующего газа, более предпочтительно, когда активирующий газ имеет мольную долю водорода от 80 до 99% от общего количества молей смеси активирующего газа.
Исходная смесь (т.е. смесь исходного сырья ТСЖТ и активирующего газа) доводится до технологических параметров температуры и давления и вводится в первый сосуд, предпочтительно в реактор, затем исходная смесь контактирует с одним или несколькими катализаторами (8) для получения технологической смеси из смеси исходного сырья.
Технологические параметры выбираются таким образом, чтобы соотношение количества активирующего газа к количеству исходного сырья ТСЖТ составляло от 250 scf газа/барр сырья ТСЖТ до 10000 scf газа/барр сырья ТСЖТ; и предпочтительно от 2000 scf газа/барр сырья ТСЖТ; от 1 до 5000 scf газа/барр сырья ТСЖТ, более предпочтительно от 2500 scf газа/барр сырья ТСЖТ до 4500 scf газа/барр сырья ТСЖТ. Технологические параметры выбираются таким образом, чтобы общее давление в первом сосуде составляло от 250 фунтов на квадратный дюйм до 3000 фунтов на квадратный дюйм; предпочтительно от 1000 до 2500 фунтов на квадратный дюйм и более предпочтительно от 1500 до 2200 фунтов на квадратный дюйм. Технологические параметры выбираются таким образом, чтобы указанная температура в первом сосуде находилась в диапазоне от 500 до 900°F, предпочтительно от 650 до 850°F и более предпочтительно от 680 до 800°F. Условия процесса выбираются так, чтобы часовая объемная скорость жидкости в первом сосуде составляла от 0,05 масла/час/м3 катализатора до 1,0 масла/час/м3 катализатора; предпочтительно от 0,08 масла/час/м3 катализатора до 0,5 масла/час/м3 катализатора; и более предпочтительно от 0,1 масла/час/м3 катализатора до 0,3 масла/час/м3 катализатора для достижения десульфурации с содержанием серы в продукте ниже 0,5 мас.%.
Специалист в данной области поймет, что технологические параметры определяются с учетом гидравлической производительности аппарата. Примерная гидравлическая мощность для блока обработки может составлять от 100 баррелей сырья ТСЖТ/день до 100000 баррелей сырья ТСЖТ/день, предпочтительно от 1000 баррелей сырья ТСЖТ/день до 60000 баррелей сырья ТСЖТ/день, более предпочтительно от 5000 баррелей сырья ТСЖТ/день до 45000 баррелей исходного сырья ТСЖТ/день, и еще более предпочтительно от 10000 баррелей исходного сырья ТСЖТ/день до 30000 баррелей исходного сырья ТСЖТ/день.
В этом процессе может использоваться одна или несколько каталитических систем, выбранных из группы, состоящей из: гетерогенного катализатора на основе переходного металла на носителе с кипящим слоем, гетерогенного катализатора на основе переходного металла с неподвижным слоем и комбинации гетерогенного катализатора на основе переходного металла с кипящим слоем и гетерогенного катализатора на основе переходного металла с неподвижным слоем. Специалист в данной области поймет, что гетерогенный катализатор на основе переходного металла на носителе с неподвижным слоем будет технически наиболее простым в реализации и предпочтительным. Гетерогенный катализатор на основе переходного металла содержит пористый неорганический оксидный носитель катализатора и катализатор на основе переходного металла. Пористый неорганический оксидный носитель катализатора представляет собой, по меньшей мере, один носитель, выбранный из группы, состоящей из оксида алюминия, алюмоборного оксидного носителя, носителя, содержащего металлсодержащий алюмосиликат, алюмофосфорного оксидного носителя, носителя, состоящего из оксида алюминия/щелочноземельного металла, носителя, состоящего из оксида алюминия/ диоксида титана и носителя, состоящего из оксида алюминия/диоксида циркония. Компонент катализатора на основе переходного металла представляет собой один или несколько металлов, выбранных из группы, состоящей из групп 6, 8, 9 и 10 Периодической таблицы. В предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, гетерогенный катализатор на основе переходного металла представляет собой пористый неорганический оксидный носитель катализатора и катализатор на основе переходного металла, в котором предпочтительным пористым неорганическим оксидным носителем катализатора является оксид алюминия, а предпочтительным катализатором на основе переходного металла является Ni--Mo, Со--Мо, Ni--W или Ni--Co-Mo.
Технологическая смесь (10) удаляется из первого сосуда (8) и находится в контакте с одним или несколькими катализаторами и направляется через гидравлическое сообщение во второй сосуд (12), предпочтительно газожидкостный сепаратор или горячие сепараторы и холодные сепараторы, для отделения жидких компонентов (14) технологической смеси от объемных газообразных компонентов (16) технологической смеси. Газообразные компоненты (16) обрабатываются за пределами границ участка непосредственного процесса. Такие газообразные компоненты могут включать смесь компонентов активирующего газа и более легких углеводородов (главным образом, метана, этана и пропана, но немного нестабилизированной нафты), которые могут быть неизбежно образованы как часть побочных углеводородов процесса.
Жидкие компоненты (16) направляются через гидравлическое сообщение в третий сосуд (18), предпочтительно систему отгонки топливного нефтепродукта, для отделения любых остаточных газообразных компонентов (20) и побочных углеводородных компонентов (22) от продукта ТСЖТ (24). Остаточные газообразные компоненты (20) могут представлять собой смесь газов, выбранных из группы, состоящей из: азота, водорода, диоксида углерода, сероводорода, воды в газообразном состоянии, легких углеводородов С1-С5. Этот остаточный газ обрабатывается за пределами границ участка непосредственного процесса в сочетании с другими газообразными компонентами (16), удаленными из технологической смеси (10) во втором сосуде (12). Жидкий побочный углеводородный продукт, который представляет собой конденсирующиеся углеводороды, неизбежно образующиеся в процессе (22), может представлять собой смесь, выбранную из группы, состоящей из углеводородов С5-С20 (нестабилизированная нафта) (нафта-дизель) и других конденсируемых легких жидких углеводородов (C4-C8), которые могут быть использованы как часть для смешивания моторного топлива или проданы в качестве компонентов для смешивания бензина и дизельного топлива на открытом рынке.
Попутно отметим, что остаточный газообразный компонент представляет собой смесь газов, выбранных из группы, состоящей из: азота, водорода, диоксида углерода, сероводорода, воды в газообразном состоянии, легких углеводородов. Установка аминоочистки будет эффективно уменьшать содержание сероводорода, которое затем может быть переработано с использованием технологий и процессов, хорошо известных специалисту в данной области. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления сероводород превращается в элементарную серу с использованием хорошо известного процесса Клауса. В альтернативном варианте осуществления используется запатентованный способ превращения сероводорода в сероводородную кислоту. В любом случае, сера удаляется из окружающей среды перед сжиганием ТСЖТ в двигателе судна. Очищенный газ можно выпускать, сжигать или, более предпочтительно, возвращать обратно для использования в качестве активирующего газа.
Побочные углеводородные компоненты представляют собой смесь углеводородов С5-С20 (нестабилизированная нафта) (нафта-дизель), которые могут быть направлены для смешивания моторного топлива или проданы через ограждение на соседний нефтеперерабатывающий завод или даже использованы для сжигания нагревателей и турбины внутреннего сгорания для обеспечения тепла и мощности в процессе. Эти побочные углеводороды, которые являются результатом реакций гидрокрекинга, должны составлять менее 10 мас.%, предпочтительно менее 5% мас. и более предпочтительно менее 2 мас.% от общего баланса массы процесса.
Продукт ТСЖТ (24) выгружается посредством гидравлического сообщения в резервуары для хранения за пределами границ участка непосредственного процесса.
Продукт ТСЖТ: Продукт ТСЖТ, полученный в результате раскрытого иллюстративного процесса, имеет товарное качество для продажи и использования в качестве тяжелого судового жидкого топлива (также известного как остаточное судовое жидкое топливо или тяжелое бункерное топливо) и демонстрирует объемные физические свойства, необходимые для продукта ТСЖТ, чтобы быть совместимым с ISO (т.е. ISO8217:2017) остаточным судовым топливом, обладающим объемными свойствами: максимальная кинематическая вязкость при 50°С (ISO 3104) в диапазоне от 180 мм2/с до 700 мм2/с; максимальная плотность при 15°С (ISO 3675) в диапазоне от 991,0 кг/м3 до 1010,0 кг/м3; CCAI находится в диапазоне от 780 до 870; температура вспышки (ISO 2719) не ниже 60,0°С, максимальный общий осадок окисленный (ISO 10307-2) 0,10 мас.%; максимальный углеродный остаток - микро (ISO 10370) в диапазоне 18,00 мас.% и 20,00 мас.% и максимальное содержание алюминия с кремнием (ISO 10478) 60 мг/кг.
Продукт ТСЖТ имеет содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) менее 0.5 мас.%, и предпочтительно менее 0,1 мас.%, и более предпочтительно менее 0,05 мас.% и полностью соответствует требованиям Приложения VI (пересмотренного) ИМО к низкосернистой и предпочтительно сверхнизкосернистой ТСЖТ. Т.е. содержание серы в продукте ТСЖТ было снижено примерно на 90% и более по сравнению с исходным сырьем ТСЖТ. Аналогичным образом, содержание ванадия (ISO 14597) в продукте ТСЖТ составляет менее 10% и более предпочтительно менее 1% от максимального содержания ванадия в сырье тяжелого судового топлива. Специалист в данной области поймет, что существенное снижение содержания серы и ванадия в исходном сырье ТСЖТ указывает на процесс, в котором достигнуто существенное снижение содержания загрязняющих веществ в окружающей среде из исходного сырья ТСЖТ; не менее важно, что это было достигнуто при сохранении желаемых свойств ТСЖТ, соответствующих ISO8217:2017.
Продукт ТСЖТ не только соответствует ISO8217:2017 (и может продаваться в качестве остаточного судового или бункерного топлива), продукт ТСЖТ имеет максимальное содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) в диапазоне от 0,05 мас.% до 1,0 мас.%, предпочтительно содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) в диапазоне от 0,05 мас.% до 0,5 мас.%, и более предпочтительно содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) в диапазоне от 0,1 мас.% и 0,05 мас.%. Содержание ванадия в продукте ТСЖТ находится в пределах максимального содержания ванадия (ISO 14597), требуемого для остаточного судового топлива ISO8217:2017, в котором содержание ванадия ниже 450 мг/кг, предпочтительно содержание ванадия (ISO 14597) ниже, чем 300 мг/кг и более предпочтительно содержание ванадия (ISO 14597) в диапазоне от 50 мг/кг до 100 мг/кг.
Специалист в области смешивания судового топлива, составов бункерного топлива и логистических требований к судоходному топливу легко поймет, что без дальнейших изменений состава или смешивания продукт ТСЖТ может быть продан и использован в качестве тяжелого (остаточного) судового топлива с низким содержанием серы, соответствующего МАРПОЛ Приложение VI, который является прямым заменителем тяжелого (остаточного) судового топлива с высоким содержанием серы или тяжелого бункерного топлива, используемого в настоящее время. Одним из иллюстративных вариантов является соответствующее ISO8217:2017 малосернистое тяжелое судовое топливо, содержащее (и предпочтительно состоящее в основном из) 100% гидрообработанное, соответствующее ISO8217:2017 высокосернистое тяжелое судовое топливо, при этом уровни серы в гидрообработанном, соответствующем ISOS217:2017 высокосернистом тяжелом судовом топливе больше 0,5 мас.% и при этом содержание серы в соответствующем ISO8217:2017 с низким содержанием серы тяжелом судовом топливе составляет менее 0,5 мас.%. Другим иллюстративным вариантом осуществления является тяжелое судовое топливо с низким содержанием серы, соответствующее стандарту ISO8217:2017, содержащее (и предпочтительно состоящее по существу из) гидропереработанное тяжелое судовое топливо с высоким содержанием серы, соответствующее стандарту ISO8217:2017, в котором уровни серы в гидропереработанном тяжелом судовом топливе, соответствующем ISO8217: 2017 с высоким содержанием серы составляет более 0,5 мас.%, и где содержание серы в тяжелом судовом мазуте с низким содержанием серы, соответствующем ISO8217:2017, составляет менее 0,1 мас.%.
В результате настоящего изобретения могут быть реализованы многочисленные экономические и логистические преимущества для бункеровочных и морских перевозок. В частности, преимущества включают в себя минимальные изменения в существующей инфраструктуре бункеровки тяжелого судового топлива (системы хранения и транспортировки); минимальные изменения в судовых системах необходимы для соответствия требованиям по выбросам Приложения VI МАРПОЛ (пересмотренного); никаких дополнительных тренировок или сертификатов для членов экипажа не потребуется, среди реализуемых преимуществ. Нефтеперерабатывающие заводы также получат многочисленные экономические и материально-технические преимущества, в том числе: нет необходимости изменять или перебалансировать работу нефтеперерабатывающего завода и потоки продуктов для удовлетворения нового рыночного спроса на низкосернистое или сверхнизкосернистое ТСЖТ; на нефтеперерабатывающем заводе дополнительные установки не требуются вместе с дополнительной емкостью для водорода или серы, потому что иллюстративный процесс может проводиться как отдельная установка; операции на нефтеперерабатывающем заводе могут оставаться сосредоточенными на тех продуктах, которые создают наибольшую ценность из получаемой сырой нефти (т.е. в производстве нефтехимических продуктов, бензина и дистиллята (дизельного топлива); нефтеперерабатывающие заводы могут продолжать использовать существующие сланцы сырой нефти без необходимости перехода на более слабые или более легкие запасы нефти с соблюдением экологических требований к продукции ТСЖТ, а также некоторые другие.
Состав тяжелого судового топлива. Одним из аспектов концепции настоящего изобретения является топливная композиция, включающая, но предпочтительно состоящая, по существу, из продукта ТСЖТ, полученного в результате раскрытых процессов, и может необязательно включать разбавляющие материалы. Как отмечалось выше, объемные свойства самого продукта ТСЖТ соответствуют стандарту ISO8217:2017 и соответствуют международным требованиям Приложения VI ИМО в отношении максимального содержания серы (ISO 14596 или ISO 8754). В той степени, в которой желательны сверхнизкие уровни серы, способ по настоящему изобретению достигает этого, и специалист в области смешивания судового топлива поймет, что продукт с низким содержанием серы или сверхнизким содержанием серы ТСЖТ может быть использован в качестве первичный компонента смешивания для формирования международной композиции тяжелого судового топлива с низким содержанием серы, совместимой с приложением VI ИМО. Такая композиция тяжелого судового топлива с низким содержанием серы будет содержать (и предпочтительно состоят по существу из): а) продукт ТСЖТ и б) материалы разбавителя. В одном варианте осуществления большая часть объема тяжелой судовой топливной композиции составляет продукт ТСЖТ, а остальное количество материалов составляет разбавитель. Предпочтительно состав тяжелого судового топлива составляет, по меньшей мере, 75% по объему, предпочтительно, по меньшей мере, 80% по объему, более предпочтительно, по меньшей мере, 90% по объему и еще более предпочтительно, по меньшей мере, 95% по объему продукта ТСЖТ с остатком разбавителя.
Разбавители могут представлять собой материалы на углеводородной или неуглеводородной основе, которые смешиваются или объединяются с добавленными или добавляются в них, или материалы с твердыми частицами, которые суспендируются в продукте ТСЖТ. Разбавители могут преднамеренно или непреднамеренно изменять состав продукта ТСЖТ, но не таким образом, чтобы получающаяся смесь не соответствовала стандартам ISO 8217:2017 для объемных свойств остаточного судового топлива или не имела содержания серы ниже, чем международный стандарт МАРПОЛ 0,5 мас.% серы (ISO 14596 или ISO 8754). Примеры разбавители, которые считаются материалами на углеводородной основе, включают: исходное сырье ТСЖТ (т.е. высокосернистый ТСЖТ); топлива на основе дистиллятов, такие как дорожное дизельное топливо, газойль, СМТ или СДТ; дистиллятный нефтепродукт (который в настоящее время используется при разработке остаточных судовых топливных масел); восполняемые масла и топлива, такие как биодизельное топливо, метанол, этанол и т.п.; синтетические углеводороды и масла на основе технологии газ-жидкость, такие как масла, полученные из продуктов Фишера-Тропша, полностью синтетические масла, такие как масла на основе полиэтилена, полипропилена, димера, тримера и полибутилена и т.п.; кубовые остатки нефтепереработки или другие углеводородные масла, такие как атмосферный остаток, вакуумный остаток, суспензионное масло для жидкого каталитического крекинга (FCC), циклическое масло FCC, пиролизный газойль, крекированный легкий газойль (CLGO), крекированный тяжелый газойль (CHGO), масло легкого цикла (LCO), масло тяжелого цикла (НСО), остаток после термического крекинга, тяжелый дистиллят коксового масла, битум, деасфальтированная тяжелая нефть, остаток висбрекера, отстойные масла, асфальтеновые масла; отработанные или переработанные моторные масла; ароматические экстракты смазочного масла и неочищенные масла, такие как тяжелая сырая нефть, низкорентабельные неочищенные масла и аналогичные материалы, которые в противном случае могли бы быть отправлены в гидрокрекер или отведены в резервуар для смешивания для известного тяжелого (остаточного) судового мазута с высоким содержанием серы. Примеры разбавителей, которые считаются материалами на неуглеводородной основе, включают: остаточную воду (т.е. воду, которая абсорбируется из-за влажности воздуха, или воду, которая смешивается или растворяется, в некоторых случаях в виде микроэмульсий, с углеводородами продукта ТСЖТ), присадки к топливу, которые могут включать, но не ограничиваются ими, моющие средства, модификаторы вязкости, депрессантные присадки, модификаторы смазывающей способности, обезжиривающие средства (например, алкоксилированные фенолформальдегидные полимеры), противопенные агенты (например, модифицированные полиэфиром полисилоксаны); присадки, улучшающие воспламенение; средства против ржавчины (например, производные эфиров янтарной кислоты); ингибиторы коррозии; противоизносные присадки, антиоксиданты (например, фенольные соединения и производные), покрывающие агенты и модификаторы поверхности, дезактиваторы металлов, статические рассеивающие агенты, ионные и неионные поверхностно-активные вещества, стабилизаторы, косметические красители и отдушки и их смеси. Третья группа разбавителей может включать взвешенные твердые частицы или материалы в виде мелких частиц, которые присутствуют в результате обработки, хранения и транспортировки продукта ТСЖТ или тяжелой судовой топливной композиции, включая, но не ограничиваясь этим: твердые частицы углерода или углеводорода (например, кокс, графитовые твердые частицы или микроагломерированные асфальтены), железная ржавчина и другие твердые частицы окислительной коррозии, мелкие сыпучие металлические частицы, частицы краски или поверхностного покрытия, пластмассовые, или полимерные, или эластомерные, или резиновые частицы (например, в результате разрушения прокладок, деталей клапана и т.д.), мелкие частицы катализатора, керамические или минеральные частицы, песок, глина и другие глинистые частицы, бактерии и другие твердые биологически образующиеся вещества, а также их смеси, которые могут присутствовать в виде взвешенных частиц, но в остальном не отвлекают от коммерческого качества тяжелой судовой топливной композиции в качестве тяжелого (остаточного) судового топлива, соответствующего стандарту ISO 8217: 2017.
Смесь продукта ТСЖТ и разбавителей должна иметь коммерческое качество в качестве тяжелого (остаточного) судового топлива с низким содержанием серы. Это означает, что смесь должна быть подходящей для использования по назначению в качестве тяжелого судового бункерного топлива и, как правило, быть взаимозаменяемой в качестве бункерного топлива для морских судов. Предпочтительно композиция тяжелого судового топлива должна сохранять объемные физические свойства, которые требуются для остаточного судового топлива, соответствующего стандарту ISO 8217:2017, и содержание серы ниже, чем международный стандарт МАРПОЛ, равный 0,5 мас.% серы (ISO 14596 или ISO 8754), чтобы материал соответствовал Приложению VI МАРПОЛ для тяжелого судового топлива с низким содержанием серы (ТСЖТНСС). Как отмечено выше, содержание серы в продукте ТСЖТ может быть значительно ниже 0,5 мас.% (т.е. содержание серы менее 0,1 мас.% (ISO 14596 или ISO 8754)) для квалификации Приложению VI МАРПОЛ (пересмотренному) в качестве тяжелого судового топлива со сверхнизким содержанием серы (ТСЖТССС) и тяжелой судовой топливной композиции, аналогичным образом, могут быть сформулированы для квалификации в качестве ТСЖТССС, соответствующие требованиям Приложения VI МАРПОЛ и пригодное для использования в качестве судового бункерного топлива в зонах ЕСА. Для квалификации в качестве топлива, отвечающего требованиям ISO 8217:2017, тяжелая судовая топливная композиция по настоящему изобретению должна соответствовать международным стандартам, включая: максимальную кинематическую вязкость при 50°С (ISO 3104) в диапазоне от 180 мм2/с до 700 мм2/с; максимальную плотность при 15°С (ISO 3675) в диапазоне от 991,0 кг/м3 до 1010,0 кг/м3; CCAI находится в диапазоне от 780 до 870; температура вспышки (ISO 2719) не ниже 60,0°С, максимальный общий осадок - окисленный (ISO 10307-2) 0,10 мас.%; максимальный углеродный остаток микро (ISO 10370) в диапазоне 18,00 мас.% и 20,00 мас.% и максимальное содержание алюминия с кремнием (ISO 10478) 60 мг/кг.
Описание производственной установки. Обращаясь теперь к более подробному иллюстративному варианту производственной установки, на фиг. 2 показана схема производственной установки, реализующей описанный выше процесс для уменьшения загрязнения окружающей среды в исходном сырье ТСЖТ для производства продукта ТСЖТ в соответствии со вторым иллюстративным примером. Альтернативный вариант осуществления производственной установки, в которой используется несколько реакторов, находится в пределах объема настоящего изобретения и описан в раскрывающемся одновременно изобретении.
На фиг. 2 исходное сырье ТСЖТ (А) подается вне пределов границ участка (ВПГУ) на сборник-разделитель подачи масла (1), который получает подачу вне пределов границ участка (ВПГУ) и обеспечивает буферный объем, достаточный для обеспечения бесперебойной работы установки. Вода, используемая в подаче, удаляется из ТСЖТ с водой, сбрасываемой потоком (1 с) для обработки ВПГУ.
Исходное сырье ТСЖТ (А) отводится от сборника-разделителя подачи масла (1) по линии (1b) с помощью насоса подачи масла (3), и поддерживается давление, необходимое для процесса. ТСЖТ (Α') под давлением затем проходит по линии (3а) в теплообменник подачи масла/продукта (5), где ТСЖТ под давлением (Α') частично нагревается продуктом ТСЖТ (В). Продукт ТСЖТ (В) представляет собой углеводородный поток с содержанием серы менее 5000 ppmw и предпочтительно менее 1000 ppmw. Углеводороды в исходном сырье ТСЖТ и продукте ТСЖТ находятся в диапазоне между С12 и С70+, а диапазон кипения находится между 350°F и 1110+°F. Исходное сырье под давлением ТСЖТ (Α'), проходящее по линии (5а), дополнительно нагревается от выходящего из реакторной системы потока (Е) в теплообменнике подачи/стока (7).
Нагретое и находящееся под давлением исходное сырье ТСЖТ (А'') в линии (7а) затем смешивают с активирующим газом (С), подаваемым по линии (23 с) в точке смешивания (X), с образованием смеси исходного сырья (D). Точка смешивания (X) может представлять собой любую хорошо известную систему смешивания газа/жидкости или механизм захвата, хорошо известный специалисту в данной области.
Сырьевая смесь (D) проходит по линии (9а) в загрузочную печь реактора (9), где нагревается до заданной температуры процесса. Загрузочная печь реактора (9) может быть печью с подогревом или нагревателем любого другого типа, известным специалисту в данной области техники, если она повысит температуру смеси исходного сырья до желаемой температуры для условий процесса.
Полностью нагретая сырьевая смесь (D') выходит из загрузочной печи реактора (9) по линии 9b и подается в реакторную систему (11). Полностью нагретая сырьевая смесь (D') поступает в реакторную систему (11), где загрязняющие окружающую среду вещества, такие как сера, азот и металлы, преимущественно удаляются из компонента исходного сырья ТСЖТ полностью нагреваемой сырьевой смеси. Реакторная система содержит катализатор, который преимущественно удаляет соединения серы в компоненте исходного сырья ТСЖТ, взаимодействуя с водородом в активирующем газе с образованием сероводорода. Реакторная система также обеспечит деметаллизацию, денитрогенизацию и определенное количество гидрирования с раскрытием цикла сложных ароматических соединений и асфальтенов, однако должен иметь место минимальный гидрокрекинг углеводородов. Технологические параметры - парциальное давление водорода, давление реакции, температура и время пребывания, измеряемые пространственно-временной скоростью, - оптимизируются для достижения желаемого качества конечного продукта. Более подробное обсуждение системы реактора, катализатора, технологических параметров и других аспектов процесса содержится ниже в «Описание системы реактора».
Сток реакторной системы (Е) выходит из системы реактора (11) по линии (11а) и обменивается теплом с находящимся под давлением и частично нагретым исходным сырьем ТСЖТ (Α') в теплообменнике подачи/сброса (7). Частично охлажденный сток реакторной системы (Ε') затем поступает по линии (11 с) в горячий сепаратор (13).
Горячий сепаратор (13) отделяет газообразные компоненты сточных вод (F) реакторной системы, которые направлены на линию (13а), от жидких компонентов сточных вод (G) реакторной системы, которые направлены на линию (13b). Газообразные компоненты стока реакторной системы на линии (13а) охлаждаются против воздуха в паровом воздухоохладителе с горячим сепаратором (15) и затем поступают по линии (15а) в холодный сепаратор (17).
Холодный сепаратор (17) дополнительно отделяет любые оставшиеся газообразные компоненты от жидких компонентов в охлажденных газообразных компонентах стоков системы реактора (F'). Газообразные компоненты из холодного сепаратора (F'') направляются на линию (17а) и подаются на аминовый абсорбер (21). Холодный сепаратор (17) также отделяет любые оставшиеся углеводородные жидкости холодного сепаратора (Н) на линии (17b) от любой конденсированной жидкой воды холодного сепаратора (I). Конденсированная жидкая вода холодного сепаратора (I) направляется в ВПГУ по линии (17с) для очистки.
Компоненты углеводородной жидкости реакторной системы, вытекающие из горячего сепаратора (G) на линии (13b) и углеводородных жидкостей холодного сепаратора (Н) на линии (17b), объединяются и подаются в систему отгонки нефтепродукта (19). Система отгонки нефтепродукта (19) удаляет любой остаточный водород и сероводород из продукта ТСЖТ (В), который отводится по линии (19b) в хранилище ВПГУ. Газовыпускной поток (М) из отпарной колонны нефтепродукта по линии (19а) может направляться в систему топливного газа или в факельную систему, которые находятся ВПГУ. Более подробное обсуждение системы очистки нефтяного продукта содержится в «Описание системы очистки нефтяного продукта».
Газообразные компоненты из холодного сепаратора (F'') на линии (17а) содержат смесь водорода, сероводорода и легких углеводородов (в основном, метана и этана). Этот поток пара (17а) питает аминовый абсорбер (21), где он контактирует с отработанным амином (J), подаваемым ВПГУ через линию (21а) в аминовый абсорбер (21) для удаления сероводорода из газов, составляющих рециркуляционный поток активирующего газа (С'). Насыщенный амин (K), который абсорбировал сероводород, выходит из нижней части аминового абсорбера (21) и направляется в ВПГУ по линии (21b) для регенерации амина и извлечения серы.
Верхний пар из аминового абсорбера по линии (21с) предпочтительно рециркулируется в процесс в качестве рециркулирующего активирующего газа (С') через рециркуляционный компрессор (23) и линию (23а), где он смешивается с активирующим газом (С''), поступающим ВПГУ по линии (23b). Эта смесь рециркулирующего активирующего газа (С') и активирующего газа подпитки (С'') образует активирующий газ (С), используемый в процессе по линии (23с), как указано выше. Поток очищенного продувочного газа (Н) отбирается из верхней линии паров (21с) аминового абсорбера и направляется по линии (21d) в ВПГУ для предотвращения накопления легких углеводородов или других неконденсирующихся веществ.
Описание реакторной системы: Реакторная система (11), показанная на чертеже 2, содержит один реакторный сосуд, загруженный катализатором процесса, и достаточное количество регуляторов, клапанов и датчиков, что будет понятно специалисту в данной области.
Альтернативные реакторные системы, в которых более одного реакторного сосуда могут использоваться параллельно, как показано на чертеже 3а, или в виде каскадной серии, как показано на чертеже 3b, могут быть легко заменены одним реакторным сосудом реакторной системы (11), показанной на чертеже 2. В таком варианте осуществления каждый из множества реакторных сосудов расположен параллельно и аналогичным образом загружен технологическим катализатором и может снабжаться нагретой исходной смесью (D') по общей линии. Выходящий поток из каждого из трех реакторов рекомбинируется по общей линии и образует объединенный выходной поток реактора (Е) для дальнейшей обработки, как описано выше. Иллюстративное расположение позволит трем реакторам параллельно выполнять процесс, эффективно увеличивая гидравлическую мощность всей реакторной системы. Регулирующие клапаны и изолирующие клапаны могут использоваться для предотвращения попадания сырья в один реактор, но не в другой реактор. Таким образом, один реактор можно обходить и отключать для технического обслуживания и перегрузки катализатора, в то время как остальные реакторы продолжают получать нагретую смесь сырья (D'). Специалисту в данной области будет понятно, что параллельное расположение корпусов реакторов не ограничено числом три, но можно добавить несколько дополнительных реакторов. Единственным ограничением количества параллельных корпусов реактора является расстояние между участками и возможность подавать нагретую смесь сырья (D') в каждый активный реактор.
В другом иллюстративном варианте осуществления каскадные реакторы загружены технологическим катализатором с одинаковой или различной активностью по отношению к удаляемым металлам, сере или другим загрязнителям окружающей среды. Например, один реактор может быть загружен высокоактивным катализатором деметаллирования, второй последующий реактор может быть загружен сбалансированным катализатором деметаллизации/десульфурации, а третий реактор ниже по потоку от второго реактора может быть загружен высокоактивным катализатором десульфурации. Это обеспечивает больший контроль и баланс в условиях процесса (температура, давление, объемная скорость потока и т.д.), поэтому он настраивается для каждого катализатора. Таким образом, можно оптимизировать параметры в каждом реакторе в зависимости от материала, подаваемого в эту конкретную комбинацию реактор/катализатор, и минимизировать реакции гидрокрекинга. Как и в предыдущем иллюстративном варианте осуществления, несколько каскадных серий реакторов могут использоваться параллельно, и, таким образом, преимущества такой схемы, отмеченные выше (т.е. позволяют одной серии быть «подключенной», в то время как другая серия находится «в автономном режиме» для технического обслуживания, или позволяют увеличить мощность завода).
Реактор(ы), которые образуют реакторную систему, могут быть с неподвижным слоем, кипящим слоем или слоем суспензии, или комбинацией этих типов реакторов. Как и предполагалось, реакторы с неподвижным слоем являются предпочтительными, так как они более просты в эксплуатации и обслуживании.
В корпус реактора в реакторной системе загружен один или несколько технологических катализаторов. Точная конструкция каталитической системы процесса является функцией свойств исходного сырья, требований к продукту и рабочих ограничений, и оптимизация катализатора может быть выполнена обычным методом проб и ошибок специалистом в данной области техники.
Катализатор(ы) процесса содержат, по меньшей мере, один металл, выбранный из группы, состоящей из металлов, каждый из которых принадлежит к группам 6, 8, 9 и 10 Периодической таблицы, и более предпочтительно, катализатор со смешанным переходным металлом, такой как Ni--Mo Co--Mo, Ni--W или Ni--Co--Мо. Металл предпочтительно наносится на пористый неорганический оксидный носитель катализатора. Пористый неорганический оксидный носитель катализатора представляет собой, по меньшей мере, один носитель, выбранный из группы, состоящей из оксида алюминия, алюмоборного оксидного носителя, носителя, содержащего металлсодержащий алюмосиликат, алюмофосфорного оксидного носителя, носителя, состоящего из оксида алюминия/щелочноземельного металла, носителя, состоящего из оксида алюминия/диоксида титана и носителя, состоящего из оксида алюминия/диоксида циркония. Предпочтительным пористым неорганическим оксидным носителем катализатора является оксид алюминия. Размер пор и нагрузки на металл на носителе могут систематически изменяться и тестироваться с желаемым сырьем и условиями процесса для оптимизации свойств продукта ТСЖТ. Такие действия хорошо известны и обычны для специалиста в данной области. Катализатор в реакторе(ах) с неподвижным слоем может быть насыпан или загружен через рукав.
Выбор катализатора, используемого внутри и для загрузки реакторной системы, может быть предпочтительным для десульфурации путем разработки схемы загрузки катализатора, которая приводит к тому, что смесь сырья сначала контактирует со слоем катализатора, предпочтительным для деметаллизации, следует за слоем катализатора со смешанной активностью для деметаллизации и десульфурации, а затем со слоем катализатора с высокой активностью для десульфуризации. Фактически первый слой с высокой активностью деметаллизации действует как защитный слой для слоя десульфурации.
Целью реакторной системы является обработка исходного сырья ТСЖТ в жестком режиме работы, необходимом для соответствия спецификации продукта ТСЖТ. Реакции деметаллизации, денитрогенизации и гидрирования углеводородов также могут происходить до некоторой степени, когда условия процесса оптимизированы, так что производительность системы реактора достигает требуемого уровня десульфурации. Гидрокрекинг предпочтительно сводят к минимуму, чтобы уменьшить объем углеводородов, образующихся в качестве побочных углеводородов в процессе. Целью процесса является выборочное удаление загрязнений окружающей среды из исходного сырья ТСЖТ и минимизация образования ненужных побочных углеводородов (углеводородов C1-C8).
Условия процесса в каждом реакторе будут зависеть от исходного сырья, используемого катализатора и желаемых конечных свойств желаемого продукта ТСЖТ. Специалистам в данной области техники следует ожидать изменений в условиях, и они могут быть определены путем тестирования опытной установки и систематической оптимизации процесса. С учетом этого было установлено, что рабочее давление, указанная рабочая температура, отношение активирующего газа к исходному сырью ТСЖТ, парциальное давление водорода в активирующем газе и объемная скорость - все это важные параметры, которые необходимо учитывать. Рабочее давление в реакторной системе должно быть в диапазоне от 250 фунтов на квадратный дюйм до 3000 фунтов на квадратный дюйм, предпочтительно от 1000 фунтов на квадратный дюйм до 2500 фунтов на квадратный дюйм и более предпочтительно от 1500 фунтов на квадратный дюйм до 2200 фунтов на квадратный дюйм. Указанная рабочая температура реакторной системы должна составлять от 500°F до 900°F, предпочтительно от 650°F до 850°F и более предпочтительно от 680°F до 800°F. Отношение количества активирующего газа к количеству исходного сырья ТСЖТ должно быть в диапазоне от 250 scf/барр исходного сырья ТСЖТ до 10000 scf/барр исходного сырья ТСЖТ, предпочтительно между 2000 scf/барр сырья ТСЖТ и 5000 scf/барр исходного сырья ТСЖТ, и более предпочтительно от 2500 scf/барр исходного сырья ТСЖТ до 4500 scf/барр исходного сырья ТСЖТ. Активирующий газ должен быть выбран из смесей азота, водорода, диоксида углерода, воды в газообразном состоянии и метана, поэтому активирующий газ имеет парциальное давление идеального газа водорода (pH2), превышающее 80% от общего давления смеси активирующего газа (Р) и предпочтительно, когда активирующий газ имеет парциальное давление идеального газа водорода (pH2), превышающее 95% от общего давления смеси активирующего газа (Р). Активирующий газ может иметь мольную долю водорода в диапазоне от 80% от общего количества молей смеси активирующего газа, и более предпочтительно, когда активирующий газ имеет мольную долю водорода от 80% до 99% от общего количества молей смеси активирующего газа. Часовая объемная скорость жидкости в реакторной системе должна составлять от 0,05 нефти/час/м3 катализатора до 1,0 нефти/час/м3 катализатора; предпочтительно от 0,08 нефти/час/м3 катализатора до 0,5 нефти/час/м3 катализатора и более предпочтительно от 0,1 нефти/час/м3 катализатора до 0,3 нефти/час/м3 катализатора для достижения десульфурации с содержанием серы в продукте ниже 0,1% мас.
Гидравлическая производительность реакторной системы должна составлять от 100 баррелей сырья ТСЖТ/день до 100000 баррелей сырья ТСЖТ/день, предпочтительно от 1000 баррелей сырья ТСЖТ/день до 60000 баррелей сырья ТСЖТ/день, более предпочтительно от 5,000 баррелей сырья/день до 45000 баррелей Сырья ТСЖТ/день, и еще более предпочтительно от 10000 баррелей сырья ТСЖТ/день до 30000 баррелей сырья ТСЖТ/день. Желаемая гидравлическая мощность может быть достигнута в реакторной системе с одним реактором или в реакторной системе с несколькими реакторами.
Описание системы отгонки нефтепродукта: Система отгонки нефтепродукта (19) включает в себя отгоночную колонну, вспомогательное оборудование и средства, необходимые для удаления водорода, сероводорода и легких углеводородов, более легких, чем дизельное топливо, из продукта ТСЖТ. Такие системы хорошо известны специалисту в данной области техники, здесь приведено обобщенное функциональное описание. Жидкость из горячего сепаратора (13) и холодного сепаратора (7) подают в систему отгонки нефтепродукта (19). Отгонка водорода, и сероводорода, и легких углеводородов легче, чем дизельное топливо, может быть достигнута с помощью ребойлера, острого пара или другой десорбирующей среды. Система отгонки нефтепродукта (19) может быть сконструирована с верхней системой, содержащей верхний конденсатор, обратный холодильник и обратный насос, или она может быть сконструирована без верхней системы. Условия отпарной колонны нефтепродуктов могут быть оптимизированы для контроля объемных свойств продукта ТСЖТ, в частности, вязкости и плотности.
Описание системы аминового абсорбера: Система аминового абсорбера (21) включает колонну, контактирующую с газом и жидкостью, вспомогательное оборудование и средства, необходимые для удаления кислого газа (т.е. сероводорода) из подачи пара холодного сепаратора, чтобы полученный очищенный газ можно было рециркулировать и использовать в качестве активирующего газа. Такие системы хорошо известны специалисту в данной области техники, здесь приведено обобщенное функциональное описание. Пары из холодного сепаратора (17) подают в контактную колонну/систему (19). Отработанный амин (или другие подходящие жидкости или системы для удаления сернистого газа), поставляемые ВПГУ, используются для очистки паров холодного сепаратора, так что сероводород эффективно удаляется. Система аминового абсорбера (19) может быть сконструирована с системой сушки газа для удаления любого водяного пара, попавшего в рециркулирующий активирующий газ (С').
Следующие примеры предоставят специалисту в данной области более конкретный иллюстративный вариант осуществления процесса, раскрытого в данном документе:
ПРИМЕР 1
Обзор: Цель экспериментального испытания состоит в том, чтобы продемонстрировать, что исходное сырье ТСЖТ может быть обработано через реактор, загруженный коммерчески доступными катализаторами при определенных условиях, для удаления загрязнений окружающей среды, в частности серы и других загрязняющих веществ из ТСЖТ, с получением продукта ТСЖТ, который соответствует требованиям МАРПОЛ, то есть производство тяжелого судового жидкого топлива с низким содержанием серы (ТСЖТНСС) или тяжелого судового жидкого топлива со сверхнизким содержанием серы (ТСЖТССС).
Настройка экспериментальной установки: экспериментальная установка будет оснащена двумя реакторами объемом 434 см3, расположенными последовательно для обработки сырья ТСЖТ. В первый реактор загружают смесь коммерчески доступного катализатора гидродеметаллирования (HDM) и коммерчески доступного катализатора переноса водорода (HDT). Специалист в данной области поймет, что слой катализатора HDT может быть сформирован и оптимизирован с использованием смеси катализаторов HDM и HDS в сочетании с инертным материалом для достижения желаемых уровней промежуточной/переходной активности. Второй реактор будет загружен смесью коммерчески доступного катализатора переноса водорода (HDT) и коммерчески доступного катализатора гидродесульфурации (HDS). В качестве альтернативы, второй реактор можно загружать просто коммерческим катализатором гидродесульфурации (HDS). Специалист в данной области поймет, что специфические свойства сырья ТСЖТ могут влиять на долю катализаторов HDM, HDT и HDS в реакторной системе. Систематический процесс тестирования различных комбинаций с одним и тем же сырьем даст оптимизированную комбинацию катализаторов для любого сырья и условий реакции. Для этого примера первый реактор будет загружен на 2/3 катализатором гидродеметаллирования и на 1/3 катализатором переноса водорода. Второй реактор будет загружен полностью катализатором гидродесульфурации. Катализаторы в каждом реакторе будут смешаны со стеклянными шариками (приблизительно 50% по объему) для улучшения распределения жидкости и лучшего контроля температуры в реакторе. Для этого экспериментального испытания следует использовать следующие коммерчески доступные катализаторы: HDM: серия Albemarle KFR 20 или эквивалентная; HDT: серия Albemarle KFR 30 или эквивалентная; HDS: Albemarle 50 KFR, или 70 KFR, или эквивалентная. Как только настройка экспериментальной установки завершена, катализатор можно активировать способом сульфидирования с использованием диметилдисульфида (DMDS), хорошо известным специалисту в данной области.
Эксплуатация экспериментальной установки: после завершения шага активации экспериментальная установка будет готова к приему сырья ТСЖТ и подаче активирующего газа. В настоящем примере активирующий газ может быть газообразным водородом технического сорта или лучше. Смесь сырья ТСЖТ и активирующего газа будет подаваться на экспериментальную установку с указанными скоростями и условиями эксплуатации: скорость подачи масла: 108.5 мл/ч (объемная скорость = 0,25/ч); соотношение водород/топливо: 570 Нм3/м3 (3200 куб.фут/баррель); температура реактора: 372°С (702°F); давление на выходе из реактора: 13.8 МПа (г) (2000 фунтов/кв. дюйм).
Специалист в данной области техники должен знать, что нормы и условия могут систематически регулироваться и оптимизироваться в зависимости от свойств сырья для достижения желаемых требований к продукту. Устройство будет переведено в стационарный режим для каждого условия, и будут взяты полные пробы, чтобы можно было провести аналитические тесты. Материальный баланс для каждого условия должен быть закрыт перед переходом к следующему условию.
Ожидаемые воздействия на свойства исходного сырья ТСЖТ: содержание серы (мас.%): снижено как минимум на 80%; содержание металлов (мас.%): снижено как минимум на 80%; содержание MCR/асфальтена (мас.%): снижено как минимум на 30%; содержание азота (мас.%): снижено как минимум на 20%; выход С1-нафты (мас.%): не более 3,0% и предпочтительно не более 1,0%.
Условия процесса в экспериментальной установке можно систематически регулировать в соответствии с таблицей 1, чтобы оценить влияние условий процесса и оптимизировать производительность процесса для конкретного используемого катализатора и исходного сырья ТСЖТ.
Figure 00000001
Таким образом, условия экспериментальной установки могут быть оптимизированы для достижения менее 0,5% мас. серы в продукте ТСЖТ и предпочтительно 0,1 мас.% серы в продукте ТСЖТ. Условия для производства ТСЖТССС (т.е. 0,1 мас.% серы в продукте ТСЖТ) будут: скорость подачи исходного сырья ТСЖТ: 65,1 мл/ч (объемная скорость = 0,15/ч); соотношение водород/топливо: 620 Нм3/м3 (3480 куб.фут/баррель); температура реактора: 385°С (725°F); давление на выходе из реактора: 15 МПа(г) (2200 фунтов на кв. дюйм)
В таблице 2 приведены ожидаемые воздействия на основные свойства ТСЖТ.
Figure 00000002
Figure 00000003
В таблице 3 приведены аналитические тесты, которые необходимо провести для характеристики исходного сырья ТСЖТ и продукта ТСЖТ. Аналитические тесты включают те, которые требуются ISO для исходного сырья ТСЖТ и продукта ТСЖТ для квалификации и продажи в качестве остаточного судового топлива, соответствующего ISO. Дополнительные параметры предусмотрены для того, чтобы специалист в данной области техники мог понять и оценить эффективность процесса по изобретению.
Figure 00000004
Figure 00000005
В таблице 4 приведены результаты аналитических испытаний сырья ТСЖТ и результаты аналитических испытаний продукта ТСЖТ, ожидаемые в процессе по изобретению, которые указывают на получение ТСЖТНСС. Специалист в данной области заметит, что в этих условиях уровни крекинга углеводородов будут минимизированы до уровней, существенно ниже 10%, более предпочтительно, менее 5% и еще более предпочтительно, менее 1% от общей массы.
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Продукт ТСЖТ, полученный способом по изобретению, достигнет пределов ТСЖТССС (т.е. 0,1 мас.% серы в продукте ТСЖТ) путем систематического изменения параметров процесса, например, с помощью меньшей объемной скорости или с использованием исходного сырья ТСЖТ с более низким начальным содержанием серы.
ПРИМЕР 2: RMG-380 ТСЖТ
Настройка экспериментальной установки: пилотный блок был настроен, как указано выше в Примере 1, со следующими изменениями: первый реактор был загружен: в качестве первого (верхнего) слоя, на который попадает исходное сырье, используется 70 об.% катализатора гидродеметаллирования серии Albemarle KFR 20 и 30 об.% катализатора переноса водорода серии Albemarle KFR 30 в качестве второго (нижнего) слоя. Во второй реактор загружали 20% катализатора переноса водорода серии Albemarle KFR 30 в качестве первого (верхнего) слоя и 80 об.% катализатора гидродесульфурации в качестве второго (нижнего) слоя. Катализатор активировали способом сульфидирования диметилдисульфидом (DMDS), хорошо известным специалисту в данной области.
Эксплуатация экспериментальной установки: после завершения этапа активации экспериментальная установка была готова к приему сырья ТСЖТ и подаче активирующего газа. Активирующим газом был водородный газ технического сорта или лучше. Исходное сырье ТСЖТ было коммерчески доступным и коммерчески соответствующим ISO 8217:2017, за исключением высокого содержания серы (2,9 мас.%). Смесь ТСЖТ и активирующего газа подавалась на экспериментальную установку со скоростью и условиями, указанными ниже в таблице 5. Условия варьировались для оптимизации уровня серы в продукте ТСЖТ.
Figure 00000009
Аналитические данные для характерной пробы сырья ТСЖТ и характерных проб
продукта ТСЖТ представлены ниже:
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Как отмечено выше в Таблице 6, и сырье ТСЖТ, и продукт ТСЖТ продемонстрировали наблюдаемые объемные свойства, соответствующие ISO 8217:2017, для товарного остаточного судового топлива, за исключением того, что содержание серы в продукте ТСЖТ было значительно снижено, как отмечено выше, по сравнению с сырьем ТСЖТ.
Специалист в данной области техники поймет, что вышеупомянутый продукт ТСЖТ, полученный способом по изобретению, достиг не только пределов ТСЖТНСС, соответствующих ISO 8217:2017 (т.е. 0,5 мас.% серы), но также и пределов ТСЖТССС, соответствующих ISO 8217:2017 (т.е. 0,1 мас.% серы).
ПРИМЕР 3: RMK-500 ТСЖТ
Исходное сырье для экспериментального реактора, использованного в приведенном выше примере 2, было заменено на коммерчески доступный и продаваемый ТСЖТ, соответствующий требованиям стандарта RMK-500, согласно ISO 8217:2017, за исключением того, что он имеет высокие показатели загрязнителей окружающей среды (т.е. серы (3,3 мас.%)). Другие объемные характеристики сырья с высоким содержанием серы ТСЖТ RMK-500 приведены ниже:
Figure 00000013
Смесь сырья (RMK-500) ТСЖТ и активирующего газа подавалась на экспериментальную установку со скоростью и условиями, а также достигнутыми уровнями серы, указанными в таблице ниже.
Figure 00000014
Полученный продукт (RMK-500) ТСЖТ показал наблюдаемые объемные свойства, соответствующие исходному сырью (RMK-500) ТСЖТ, за исключением того, что содержание серы было значительно снижено, как отмечено в приведенной выше таблице.
Специалист в данной области поймет, что вышеупомянутый продукт ТСЖТ, полученный способом по изобретению, является ТСЖТНСС (т.е. 0,5 мас.% серы), имеющий объемные характеристики остаточного топлива RMK-500, соответствующего ISO 8217:2017. Также следует понимать, что процесс может быть успешно осуществлен в условиях, не связанных с гидрокрекингом (т.е. при более низкой температуре и давлении), которые существенно снижают гидрокрекинг исходного материала. Следует отметить, что, когда условия были повышены до гораздо более высокого давления (пример Е), был получен продукт с более низким содержанием серы, однако было отмечено, что произошло увеличение производства легких углеводородов и нестабилизированной нафты.
Специалистам в данной области техники будет понятно, что могут быть сделаны изменения в иллюстративных вариантах осуществления, описанных выше, без отступления от их общих концепций по изобретению. Следовательно, подразумевается, что раскрытые идеи изобретения не ограничиваются раскрытыми иллюстративными вариантами осуществления или примерами, а предназначены для охвата модификаций в пределах объема идеи изобретения, которые определены формулой изобретения.

Claims (13)

1. Устройство для уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива, включающее первый резервуар, второй резервуар, гидравлически сообщающийся с первым резервуаром, и третий резервуар, гидравлически сообщающийся со вторым резервуаром и обеспечивающий возможность обработки жидких компонентов, поступивших в него из второго сосуда, отделение любых остаточных газообразных компонентов и любых побочных углеводородных компонентов от конечного продукта тяжелого судового жидкого топлива и выгрузки тяжелого судового жидкого топлива, и линию разгрузки из третьего резервуара для выгрузки продукта ТСЖТ.
2. Устройство по п.1, характеризующееся тем, что первый сосуд обеспечивает возможность поступления в него некоторого количества исходного сырья тяжелого судового жидкого топлива, смешанного с активирующим газом, и контакта исходной смеси с одним или несколькими катализаторами с образованием технологической смеси.
3. Устройство по п.2, характеризующееся тем, что второй сосуд обеспечивает поступление в него технологической смеси из первого сосуда и отделения жидких компонентов от объемных газообразных компонентов в технологической смеси.
4. Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива с использованием устройства по любому из пп. 1-3, причем процесс включает в себя смешивание некоторого количества тяжелого судового жидкого топлива в виде сырья со смесью активирующего газа, имеющего мольную долю водорода в диапазоне от 80 до 100% от общего количества молей смеси активирующего газа, с получением исходной смеси; контактирование сырьевой смеси с одним или несколькими катализаторами в виде гетерогенного катализатора на основе переходного металла с образованием технологической смеси из сырьевой смеси; получение указанной технологической смеси и отделение жидких компонентов тяжелого судового жидкого топлива технологической смеси от газообразных компонентов и побочных углеводородных компонентов технологической смеси и выгрузку тяжелого судового жидкого топлива.
5. Способ по п.4, характеризующийся тем, что исходное сырье тяжелого судового жидкого топлива соответствует стандарту ISO 8217:2017 и имеет товарное качество остаточного судового топлива, но имеет содержание серы (ISO 14596 или ISO 8754) более 0,5 мас.%.
6. Способ по п.4, характеризующийся тем, что активирующий газ выбирают из смесей азота, водорода, углекислого газа, воды в газообразном состоянии или метана, при этом смесь газов в активирующем газе должна иметь идеальное парциальное давление водорода, превышающее 80% от общего давления смеси активирующего газа, и более предпочтительно, когда активирующий газ имеет парциальное давление идеального газа водорода более 95% от общего давления смеси активирующего газа.
7. Способ по п.4, характеризующийся тем, что исходную смесь доводят до технологических параметров температуры и давления и вводят в резервуар, затем исходная смесь контактирует с одним или несколькими катализаторами для получения технологической смеси из смеси исходного сырья.
8. Способ по п.7, характеризующийся тем, что технологические параметры выбирают таким образом, чтобы соотношение количества активирующего газа к количеству исходного сырья ТСЖТ составляло от 250 scf газа/барр сырья ТСЖТ до 10000 scf газа/барр сырья ТСЖТ; и предпочтительно от 2000 scf газа/барр сырья ТСЖТ; от 1 до 5000 scf газа/барр сырья ТСЖТ, более предпочтительно от 2500 scf газа/барр сырья ТСЖТ до 4500 scf газа/ барр сырья ТСЖТ.
9. Способ по пп. 7 или 8, характеризующийся тем, что технологические параметры выбирают таким образом, чтобы общее давление в резервуаре составляет от 250 фунтов на квадратный дюйм до 3000 фунтов на квадратный дюйм; предпочтительно от 1000 до 2500 фунтов на квадратный дюйм и более предпочтительно от 1500 до 2200 фунтов на квадратный дюйм.
10. Способ по п.9, характеризующийся тем, что технологические параметры выбирают таким образом, чтобы температура в резервуаре находилась в диапазоне от 500 до 900°F, предпочтительно от 650 до 850°F и более предпочтительно от 680 до 800°F.
11. Способ по п.10, характеризующийся тем, что часовая объемная скорость жидкости составляла от 0,05 масла/час/м3 катализатора до 1,0 масла/час/м3 катализатора; предпочтительно от 0,08 масла/час/м3 катализатора до 0,5 масла/час/м3 катализатора; и более предпочтительно от 0,1 масла/час/м3 катализатора до 0,3 масла/ час/м3 катализатора для достижения десульфурации с содержанием серы в продукте ниже 0,5 мас.%.
12. Способ по любому из пп.4 или 5-7, характеризующийся тем, что технологическая смесь после контакта с одним или несколькими катализаторами разделяют предпочтительно газожидкостным сепаратором или горячим и холодным сепараторами, для отделения жидких компонентов технологической смеси от объемных газообразных компонентов технологической смеси.
13. Способ по п.12, характеризующийся тем, что жидкие компоненты тяжелого судового жидкого топлива проходят систему отгонки топливного нефтепродукта, для отделения любых остаточных газообразных компонентов и побочных углеводородных компонентов от продукта.
RU2021103536A 2017-02-12 2018-02-12 Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления RU2768712C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201762458002P 2017-02-12 2017-02-12
US62/458.002 2017-02-12
US201762589479P 2017-11-21 2017-11-21
US62/589.479 2017-11-21

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019126422A Division RU2743530C1 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Состав тяжелого судового жидкого топлива

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2022105295A Division RU2022105295A (ru) 2022-02-28 Способ получения продукта тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2021103536A RU2021103536A (ru) 2021-03-31
RU2021103536A3 RU2021103536A3 (ru) 2021-07-27
RU2768712C2 true RU2768712C2 (ru) 2022-03-24

Family

ID=63106156

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019126422A RU2743530C1 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Состав тяжелого судового жидкого топлива
RU2021103536A RU2768712C2 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления
RU2019126421A RU2746591C2 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Способ и устройство для снижения загрязнителей окружающей среды в тяжелом судовом жидком топливе

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019126422A RU2743530C1 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Состав тяжелого судового жидкого топлива

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019126421A RU2746591C2 (ru) 2017-02-12 2018-02-12 Способ и устройство для снижения загрязнителей окружающей среды в тяжелом судовом жидком топливе

Country Status (15)

Country Link
US (29) US20190233741A1 (ru)
EP (4) EP3696251A1 (ru)
JP (5) JP7189892B2 (ru)
KR (12) KR102641348B1 (ru)
CN (4) CN110461439B (ru)
BR (2) BR112019016636B1 (ru)
CA (4) CA3142574C (ru)
CO (2) CO2019009832A2 (ru)
EC (2) ECSP19060582A (ru)
ES (1) ES2960002T3 (ru)
MX (2) MX2019009486A (ru)
RU (3) RU2743530C1 (ru)
SG (3) SG11201907348WA (ru)
WO (2) WO2018148681A1 (ru)
ZA (2) ZA201905400B (ru)

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10883056B2 (en) 2016-10-18 2021-01-05 Mawetal Llc Fuel compositions from light tight oils and high sulfur fuel oils
CN117050777A (zh) 2016-10-18 2023-11-14 马威特尔有限责任公司 抵消或减少燃料成本的方法
US11788017B2 (en) 2017-02-12 2023-10-17 Magëmã Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
US12025435B2 (en) 2017-02-12 2024-07-02 Magēmã Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US12071592B2 (en) 2017-02-12 2024-08-27 Magēmā Technology LLC Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US20230109088A1 (en) * 2017-02-12 2023-04-06 Magema Technology Llc Heavy Marine Fuel Oil Composition
US20190233741A1 (en) 2017-02-12 2019-08-01 Magēmā Technology, LLC Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
SG11202004633VA (en) * 2017-12-19 2020-07-29 Exxonmobil Res & Eng Co Low sulfur marine fuel compositions
EA202091413A1 (ru) * 2018-07-11 2020-09-24 Бейкер Хьюз Холдингз Ллк Скважинные ингибиторы асфальтенов на основе ионной жидкости и способы их применения
US12000720B2 (en) 2018-09-10 2024-06-04 Marathon Petroleum Company Lp Product inventory monitoring
CN110882700B (zh) * 2018-09-11 2023-01-13 中国石油化工股份有限公司 汽油加氢脱硫催化剂的制备方法和汽油加氢脱硫催化剂及其应用
US11566195B2 (en) * 2018-12-28 2023-01-31 Idemitsu Kosan Co., Ltd. Fuel oil composition
US12031676B2 (en) 2019-03-25 2024-07-09 Marathon Petroleum Company Lp Insulation securement system and associated methods
CN110055121B (zh) * 2019-04-25 2022-02-15 唐山金利海生物柴油股份有限公司 一种生物柴油制备润滑油的装置及其使用方法
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
CN112007383B (zh) * 2019-05-31 2021-11-16 中国石油化工股份有限公司 一种填料柱及分离分析烃类燃料中烃组分的系统
US11236281B2 (en) * 2019-06-10 2022-02-01 Chevron U.S.A. Inc. Production of stable fuel oils
WO2021015810A1 (en) * 2019-07-22 2021-01-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur fuel with adequate combustion quality
KR20210034966A (ko) 2019-09-23 2021-03-31 주식회사 엘지화학 리튬이차전지 음극용 바인더 및 이를 포함하는 리튬이차전지용 음극
CN112619677B (zh) * 2019-10-09 2023-05-16 中国海洋石油集团有限公司 润滑油加氢补充精制催化剂及其制备方法和应用
US20220403263A1 (en) * 2019-10-31 2022-12-22 China Petroleum & Chemical Corporation Process and system for processing aromatics-rich fraction oil
US11738310B2 (en) * 2019-12-31 2023-08-29 Industrial Technology Research Institute Method for cleaning membrane
US11384301B2 (en) 2020-02-19 2022-07-12 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
WO2021194043A1 (ko) * 2020-03-25 2021-09-30 한국과학기술연구원 표면에 기능기를 함유하는 금속 산화물을 포함하는 펜톤 반응 시스템용 촉매 및 이를 이용한 펜톤 반응 시스템
US11806698B2 (en) * 2020-05-01 2023-11-07 Uop Llc System for ionic liquid catalyst regeneration
RU2734259C1 (ru) * 2020-05-22 2020-10-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Иркутский национальный исследовательский технический университет" (ФГБОУ ВО "ИРНИТУ") Топливо маловязкое судовое
CN111834634B (zh) * 2020-07-07 2022-02-25 鞍钢化学科技有限公司 一种高性能人造石墨类负极材料及其生产工艺
CN112142031A (zh) * 2020-08-12 2020-12-29 江苏大学 一种在低能耗条件下高硫石油焦的脱硫方法
CN113322107A (zh) * 2020-08-26 2021-08-31 中国石油天然气股份有限公司 船用残渣燃料油及其制备方法
US11459515B2 (en) * 2020-10-02 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Process for upgrading hydrocarbon feedstock utilizing low pressure hydroprocessing and catalyst rejuvenation/regeneration steps
CN112403431A (zh) * 2020-10-27 2021-02-26 中国科学院过程工程研究所 一种波型撑板及塔设备与应用
WO2022101345A1 (en) * 2020-11-13 2022-05-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods for replacing a spent catalyst of a reactor train of an operating hydroprocessing system
CN112263894A (zh) * 2020-11-26 2021-01-26 西南石油大学 一种针对含硫气体的离子液体脱硫方法及设备
US11590485B2 (en) 2021-01-13 2023-02-28 Saudi Arabian Oil Company Process for modifying a hydroprocessing catalyst
CN117042860A (zh) * 2021-01-16 2023-11-10 替代环境技术Sulfex公司 用于碳氢燃料脱硫的系统和方法
US11702600B2 (en) 2021-02-25 2023-07-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers
US20220268694A1 (en) 2021-02-25 2022-08-25 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
WO2023023868A1 (en) * 2021-08-27 2023-03-02 Nuionic Technologies (Canada) Inc. Method and system for treatment of liquid material to recover a gaseous effluent
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
US11802257B2 (en) 2022-01-31 2023-10-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point
US12060526B2 (en) 2022-05-27 2024-08-13 Baker Hughes Oilfield Operations, Llc Additives for removal and fouling mitigation of residua from waste plastics pyrolysis
CN115011381A (zh) * 2022-07-18 2022-09-06 中国科学院过程工程研究所 一种高炉煤气一体化脱硫装置及其用途
WO2024158882A1 (en) * 2023-01-27 2024-08-02 Brightmark Plastics Renewal Technologies Llc Hydrotreatment of pyrolyzed oil derived from plastic waste stock
US12064715B1 (en) * 2023-12-02 2024-08-20 Djalloul Drissi Method of on site oil recycling

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2149888C1 (ru) * 1999-04-07 2000-05-27 Уфимский государственный нефтяной технический университет Способ получения судового маловязкого топлива
RU2339680C2 (ru) * 2003-07-09 2008-11-27 Институто Мехикано Дель Петролео Способ каталитической гидрообработки тяжелых углеводородов нефти и продукт, полученный данным способом
US20130068657A1 (en) * 2011-09-15 2013-03-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Two phase hydroprocessing process as pretreatment for three-phase hydroprocessing process
US20130161237A1 (en) * 2011-08-31 2013-06-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of heavy hydrocarbon feeds
US20140231200A1 (en) * 2011-09-21 2014-08-21 Shigeo Katayama Shock absorber
US20160160139A1 (en) * 2014-12-04 2016-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine bunker fuels and methods of making same
RU2596868C1 (ru) * 2015-06-10 2016-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез", (ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез") Способ получения экологически чистого судового маловязкого топлива

Family Cites Families (534)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2852545A (en) * 1954-02-15 1958-09-16 Frank J Jenny Method and apparatus for synthesizing hydrocarbons
US3021538A (en) 1956-04-16 1962-02-20 Universal Thread Grinding Comp Thread cutting tool with dulled edges on the guide teeth portion
US3012343A (en) 1960-06-27 1961-12-12 Charles E Dinkel Sole protector for bowling shoes and the like
US3259587A (en) * 1960-08-04 1966-07-05 Petrolite Corp Demulsification
NL276740A (ru) 1961-04-06
US3234121A (en) 1962-01-02 1966-02-08 Exxon Research Engineering Co Countercurrent hydrotreating process
US3227645A (en) 1962-01-22 1966-01-04 Chevron Res Combined process for metal removal and hydrocracking of high boiling oils
US3287254A (en) 1964-06-03 1966-11-22 Chevron Res Residual oil conversion process
US3306845A (en) 1964-08-04 1967-02-28 Union Oil Co Multistage hydrofining process
US3567824A (en) * 1965-02-15 1971-03-02 Chevron Res Non-sludging dimethyl - 1,2-dibromo-2,2-dichloroethyl phosphate-fuel oil compositions
US3531398A (en) 1968-05-03 1970-09-29 Exxon Research Engineering Co Hydrodesulfurization of heavy petroleum distillates
US3518206A (en) * 1968-05-17 1970-06-30 Du Pont Supported catalysts composed of substrate coated with colloidal silica and catalyst
US3544452A (en) 1968-07-08 1970-12-01 Chevron Res Fluorine and metal phosphate-containing catalysts and preparation and use thereof
US3562800A (en) 1968-10-25 1971-02-09 Gulf Research Development Co Asphaltene hydrodesulfurization with small catalyst particles utilizing a hydrogen quench for the reaction
US3577353A (en) 1968-11-22 1971-05-04 Chevron Res Preparation of a cogelled catalyst of alumina and a group vi hydrogenating component
US3551328A (en) 1968-11-26 1970-12-29 Texaco Inc Desulfurization of a heavy hydrocarbon fraction
BE758565A (nl) 1969-11-18 1971-05-06 Shell Int Research Werkwijze voor het katalytisch hydrogenerend omzetten van een residualekoolwaterstofolie
US3658681A (en) 1970-02-24 1972-04-25 Texaco Inc Production of low sulfur fuel oil
US3694343A (en) * 1970-08-20 1972-09-26 Chevron Res Separating light gases from a hydroconversion product
US3668116A (en) 1970-10-16 1972-06-06 Exxon Research Engineering Co Slurry hydrodesulfurization of a heavy petroleum oil
US3880598A (en) 1970-12-10 1975-04-29 Shell Oil Co Residual oil hydrodesulfurization apparatus
US3684688A (en) 1971-01-21 1972-08-15 Chevron Res Heavy oil conversion
US3749664A (en) 1971-04-01 1973-07-31 Union Oil Co Hydrogenative denitrogenation
US3893909A (en) 1971-12-27 1975-07-08 Universal Oil Prod Co Fuel oil production by blending hydrodesulfurized vacuum gas oil and hydrodesulfurized deasphalted residuum
US3814683A (en) 1972-06-14 1974-06-04 Gulf Research Development Co Hydrodesulfurization process with catalysts whose pore sizes are concentrated in a narrow range
US3809644A (en) 1972-08-01 1974-05-07 Hydrocarbon Research Inc Multiple stage hydrodesulfurization of residuum
US3910834A (en) 1972-08-29 1975-10-07 Universal Oil Prod Co Moving bed reactor conversion process for particulate containing hydrocarbons such as shale oil and tar-sands oil
US4006076A (en) 1973-04-27 1977-02-01 Chevron Research Company Process for the production of low-sulfur-content hydrocarbon mixtures
US3902991A (en) 1973-04-27 1975-09-02 Chevron Res Hydrodesulfurization process for the production of low-sulfur hydrocarbon mixture
US3859199A (en) 1973-07-05 1975-01-07 Universal Oil Prod Co Hydrodesulfurization of asphaltene-containing black oil
US3926784A (en) * 1973-08-22 1975-12-16 Gulf Research Development Co Plural stage residue hydrodesulfurization process with hydrogen sulfide addition and removal
NL187641C (nl) 1974-04-11 1991-12-02 Shell Int Research Werkwijze voor het katalytisch hydrogenerend ontzwavelen zonder katalysatorverversing van residuale koolwaterstofolien.
NL187914C (nl) 1974-05-20 1992-02-17 Shell Int Research Werkwijze voor het katalytisch hydrogenerend ontzwavelen zonder katalysatorverversing van vanadium- en nikkelhoudende residuale koolwaterstofolien.
AT343609B (de) 1974-07-01 1978-06-12 Uop Inc Verfahren zur herstellung eines katalysators zur hydrierenden behandlung von kohlenwasserstoffen, insbesondere zur hydrodesulfurierung derselben
US4054508A (en) 1975-02-21 1977-10-18 Mobil Oil Corporation Demetalation and desulfurization of residual oil utilizing hydrogen and trickle beds of catalysts in three zones
US3968026A (en) 1975-04-28 1976-07-06 Gulf Research & Development Company Hydrodesulfurization process with parallel first stages in series with a unified second stage
GB1550684A (en) * 1975-08-28 1979-08-15 Mobil Oil Corp Demetalation-desulphurisation catalyst and the preparation and use thereof
US4017382A (en) 1975-11-17 1977-04-12 Gulf Research & Development Company Hydrodesulfurization process with upstaged reactor zones
US4051021A (en) 1976-05-12 1977-09-27 Exxon Research & Engineering Co. Hydrodesulfurization of hydrocarbon feed utilizing a silica stabilized alumina composite catalyst
US4102822A (en) 1976-07-26 1978-07-25 Chevron Research Company Hydrocarbon hydroconversion catalyst and the method for its preparation
US4138227A (en) 1976-10-28 1979-02-06 Texaco Inc. Production of low pour, low sulfur fuel oils
US4118310A (en) 1977-06-28 1978-10-03 Gulf Research & Development Company Hydrodesulfurization process employing a guard reactor
US4225421A (en) 1979-03-13 1980-09-30 Standard Oil Company (Indiana) Process for hydrotreating heavy hydrocarbons
US4357263A (en) 1979-10-22 1982-11-02 Mobil Oil Corporation Catalyst for the upgrading of aromatic liquids
US4267033A (en) 1979-10-22 1981-05-12 Mobil Oil Corporation Upgrading of aromatic liquids
US4404097A (en) 1980-09-16 1983-09-13 Mobil Oil Corporation Residua demetalation/desulfurization catalyst and methods for its use
US4306964A (en) 1980-09-16 1981-12-22 Mobil Oil Corporation Multi-stage process for demetalation and desulfurization of petroleum oils
US4430198A (en) 1980-12-29 1984-02-07 Mobil Oil Corporation Hydrotreating hydrocarbon feedstocks
JPS5840386A (ja) 1981-06-30 1983-03-09 ユニオン・カ−バイド・コ−ポレ−シヨン 高硫黄デカントオイルから低硫黄高品位コ−クスを製造する方法
SU1012605A1 (ru) 1981-08-06 1988-09-07 Предприятие П/Я В-8620 Способ гидроочистки дизельного топлива
US4420388A (en) 1981-09-14 1983-12-13 Standard Oil Company (Indiana) Hydrotreating vacuum gas oils with catalyst and added organic fluorine compound
US4645584A (en) 1981-09-24 1987-02-24 Amoco Corporation Mesophase pitch feedstock from hydrotreated decant oils
FR2528721B1 (fr) 1982-06-17 1986-02-28 Pro Catalyse Ste Fse Prod Cata Catalyseur supporte presentant une resistance accrue aux poisons et son utilisation en particulier pour l'hydrotraitement de fractions petrolieres contenant des metaux
GB2124252B (en) 1982-07-19 1986-06-25 Chevron Res Treatment of metals-containing hydrocabonaceous feeds in countercurrent moving bed reactors
US4548710A (en) 1982-12-28 1985-10-22 Union Oil Company Of California Hydrocarbon processing
US4460707A (en) 1982-12-28 1984-07-17 Union Oil Company Of California Hydroprocessing catalyst and method for preparing it
FR2538814B1 (fr) 1982-12-30 1986-06-27 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'une huile lourde ou d'une fraction d'huile lourde pour les convertir en fractions plus legeres
FR2538813A1 (fr) 1982-12-31 1984-07-06 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement convertissant en au moins deux etapes une fraction lourde d'hydrocarbures contenant des impuretes soufrees et des impuretes metalliques
DE3500574A1 (de) 1984-02-16 1985-08-22 HRI, Inc., Gibbsboro, N.J. Mehrstufiges katalytisches verfahren zur umwandlung von schweren kohlenwasserstofffluessigkeitsbeschickungen
NL8403107A (nl) 1984-07-30 1986-02-17 Gulf Research Development Co Katalysator, alsmede werkwijze voor het behandelen van een asfalt bevattende koolwaterstof met deze katalysator.
US4604185A (en) 1985-07-02 1986-08-05 Conoco Inc. Co-processing of straight run vacuum resid and cracked residua
US4708784A (en) * 1986-10-10 1987-11-24 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking of oils
US5306289A (en) 1987-08-26 1994-04-26 United States Surgical Corporation Braided suture of improved characteristics
US4925554A (en) 1988-02-05 1990-05-15 Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd. Hydrotreating process for heavy hydrocarbon oils
US4885080A (en) * 1988-05-25 1989-12-05 Phillips Petroleum Company Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil
US5401392A (en) 1989-03-16 1995-03-28 Institut Francais Du Petrole Process for eliminating mercury and possibly arsenic in hydrocarbons
GB9004867D0 (en) 1990-03-05 1990-05-02 Exxon Chemical Patents Inc Fuel oil compositions
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.
JPH05202367A (ja) * 1991-10-15 1993-08-10 General Sekiyu Kk 抽出による軽油の脱硫および脱硝方法
EP0502404B1 (en) 1991-03-04 1996-05-01 Federico Esteban Dr. Lantos Method for decreasing the level of contamination of fuels
US5622616A (en) 1991-05-02 1997-04-22 Texaco Development Corporation Hydroconversion process and catalyst
US5868923A (en) 1991-05-02 1999-02-09 Texaco Inc Hydroconversion process
US5374350A (en) 1991-07-11 1994-12-20 Mobil Oil Corporation Process for treating heavy oil
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.
US5827421A (en) 1992-04-20 1998-10-27 Texaco Inc Hydroconversion process employing catalyst with specified pore size distribution and no added silica
US5342507A (en) 1992-06-11 1994-08-30 Texaco Inc. Mild hydrocracking process employing catalysts containing dealuminated y-zeolites
EP0667386A4 (en) * 1992-11-02 1996-04-03 Anatoly Fedorovich Kladov METHOD FOR CRACKING RAW OIL AND PETROLEUM PRODUCTS AND DEVICE FOR CARRYING OUT THE METHOD.
US5348710A (en) * 1993-06-11 1994-09-20 Johnson Kenneth H Catalytic distillation structure
US5543036A (en) 1993-07-22 1996-08-06 Mobil Oil Corporation Process for hydrotreating
US5306419A (en) 1993-08-05 1994-04-26 Texaco Inc. Used lubricating oil reclaiming
JPH0753967A (ja) 1993-08-18 1995-02-28 Catalysts & Chem Ind Co Ltd 重質油の水素化処理方法
US5779992A (en) 1993-08-18 1998-07-14 Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd. Process for hydrotreating heavy oil and hydrotreating apparatus
US5389595A (en) 1993-09-30 1995-02-14 Union Oil Company Of California Hydroprocessing catalyst, its use, and method of preparation
JPH0860165A (ja) 1994-08-24 1996-03-05 Idemitsu Kosan Co Ltd 燃料油組成物及びその製造方法
US5620592A (en) 1994-07-29 1997-04-15 Chevron U.S.A. Inc. Low macropore resid conversion catalyst
DE69533173D1 (de) 1994-07-29 2004-07-22 Chevron Usa Inc Rückstand-umwandlungskatalysator mit niedrigen makroporengehalt
FR2725725B1 (fr) 1994-10-17 1996-12-13 Inst Francais Du Petrole Procede et installation pour la purification des huiles usagees
GB9504222D0 (en) 1995-03-02 1995-04-19 Exxon Chemical Patents Inc Fuel oil compositions
US5882364A (en) 1995-07-14 1999-03-16 Exxon Chemical Patents Inc. Additives and fuel oil compositions
JPH0959652A (ja) 1995-08-21 1997-03-04 Nippon Oil Co Ltd 重油基材の製造方法
AU1959997A (en) 1996-02-14 1997-09-02 Texaco Development Corporation Low pressure process for the hydroconversion of heavy hydrocarbo ns
US6193766B1 (en) 1996-06-27 2001-02-27 Barto/Jordan Company, Inc. Alfalfa extract fuel additive for reducing pollutant emissions
US5904760A (en) 1996-08-23 1999-05-18 Marathon Ashland Petroleum Llc Rerefined oil or hydrofinished neutral oil for blending superpave asphalts with low temperature properties
FR2753985B1 (fr) 1996-10-02 1999-06-04 Inst Francais Du Petrole Procede catalytique de conversion d'un residu petrolier impliquant une hydrodemetallisation en lit fixe de catalyseur
US5837130A (en) * 1996-10-22 1998-11-17 Catalytic Distillation Technologies Catalytic distillation refining
FR2755625B1 (fr) 1996-11-13 1998-12-11 Inst Francais Du Petrole Catalyseur contenant du phosphore et procede d'hydrotraitement de charges petrolieres avec ce catalyseur
FR2757872B1 (fr) 1996-12-31 1999-06-25 Total Raffinage Distribution Procede d'hydrotraitement d'une charge hydrocarbonee et dispositif pour sa mise en oeuvre
US5958816A (en) 1997-02-28 1999-09-28 Tricat, Inc. Method of presulfiding and passivating a hydrocarbon conversion catalyst
US5897768A (en) 1997-02-28 1999-04-27 Exxon Research And Engineering Co. Desulfurization process for removal of refractory organosulfur heterocycles from petroleum streams
US5948239A (en) 1997-03-12 1999-09-07 Abb Lummus Global Inc. Process for obtaining distillate fuel products using a multi-bed catalytic reactor
EP0870817A1 (en) 1997-04-11 1998-10-14 Akzo Nobel N.V. Process for effecting deep HDS of hydrocarbon feedstocks
FR2764300B1 (fr) 1997-06-10 1999-07-23 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydrodesulfuration et une etape de conversion en lit bouillonnant
FR2764213B1 (fr) 1997-06-10 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Catalyseur d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees dans un reacteur a lit fixe
US6620313B1 (en) 1997-07-15 2003-09-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process using bulk group VIII/Group VIB catalysts
US6712955B1 (en) 1997-07-15 2004-03-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Slurry hydroprocessing using bulk multimetallic catalysts
US7513989B1 (en) 1997-07-15 2009-04-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocracking process using bulk group VIII/Group VIB catalysts
US6929738B1 (en) 1997-07-15 2005-08-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Two stage process for hydrodesulfurizing distillates using bulk multimetallic catalyst
US7288182B1 (en) 1997-07-15 2007-10-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts
US6162350A (en) 1997-07-15 2000-12-19 Exxon Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901)
US6863803B1 (en) 1997-07-15 2005-03-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of low sulfur/low nitrogen hydrocrackates
US7232515B1 (en) 1997-07-15 2007-06-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrofining process using bulk group VIII/Group VIB catalysts
US5976361A (en) 1997-08-13 1999-11-02 Ormat Industries Ltd. Method of and means for upgrading hydrocarbons containing metals and asphaltenes
JPH1180753A (ja) 1997-08-29 1999-03-26 Nippon Oil Co Ltd 水素化処理反応器および該反応器を用いた超低硫黄重質油の製造方法
US5922189A (en) 1997-09-19 1999-07-13 Santos; Benjamin Process to refine petroleum residues and sludges into asphalt and/or other petroleum products
WO1999019061A1 (fr) 1997-10-14 1999-04-22 Japan Energy Corporation Catalyseur d'hydrotraitement pour huile lourde, support de catalyseur et procede de preparation de ce catalyseur
FR2769635B1 (fr) 1997-10-14 2004-10-22 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement
US6160193A (en) 1997-11-20 2000-12-12 Gore; Walter Method of desulfurization of hydrocarbons
SG87916A1 (en) 1997-12-26 2002-04-16 Canon Kk Sample separating apparatus and method, and substrate manufacturing method
US5928501A (en) 1998-02-03 1999-07-27 Texaco Inc. Process for upgrading a hydrocarbon oil
US6017443A (en) 1998-02-05 2000-01-25 Mobil Oil Corporation Hydroprocessing process having staged reaction zones
US6299759B1 (en) 1998-02-13 2001-10-09 Mobil Oil Corporation Hydroprocessing reactor and process with gas and liquid quench
CA2289692A1 (en) 1998-03-16 1999-09-23 Fumitaka Hayashi Catalyst for hydrogenation treatment and method for hydrogenation treatment of hydrocarbon oil
JP4266406B2 (ja) 1998-05-11 2009-05-20 日本ケッチェン株式会社 粒状触媒用担体及びこの担体を用いた触媒及び該触媒による炭化水素油の水素化処理方法
KR100600189B1 (ko) 1998-05-26 2006-07-12 이데미쓰 고산 가부시키가이샤 중질유의 수소화 처리 방법
MXPA98005494A (es) 1998-07-07 2002-07-30 Mexicano Inst Petrol Procedimiento para la obtencion de un catalizadorpara la hidrodesnitrogenacion e hidrodesulfuracion de fracciones intermedias y pesadas del petroleoy producto resultante.
US6171478B1 (en) 1998-07-15 2001-01-09 Uop Llc Process for the desulfurization of a hydrocarbonaceous oil
US6277271B1 (en) * 1998-07-15 2001-08-21 Uop Llc Process for the desulfurization of a hydrocarbonaceoous oil
JP3868128B2 (ja) 1998-10-05 2007-01-17 新日本石油株式会社 軽油の水素化脱硫装置及び方法
JP4233154B2 (ja) 1998-10-05 2009-03-04 新日本石油株式会社 軽油の水素化脱硫方法
US5917101A (en) 1998-10-07 1999-06-29 Western Petroleum Enterprises, Inc. Heating oil composition
US20020037806A1 (en) 1998-10-12 2002-03-28 Pierre Dufresne Ex-situ presulfuration in the presence of a hydrocarbon molecule
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
JP5057315B2 (ja) * 1998-10-30 2012-10-24 日揮株式会社 ガスタービン燃料油の製造方法
US5997723A (en) 1998-11-25 1999-12-07 Exxon Research And Engineering Company Process for blending petroleum oils to avoid being nearly incompatible
JP4002733B2 (ja) 1999-01-14 2007-11-07 株式会社ジャパンエナジー 水素化精製装置及び方法
US6344136B1 (en) 1999-03-03 2002-02-05 Fina Technology, Inc. Methods for reducing sulfur and carbon in petroleum refining processes
EP1041133A1 (en) 1999-04-02 2000-10-04 Akzo Nobel N.V. Process for effecting ultra-deep HDS of hydrocarbon feedstocks
US6554994B1 (en) 1999-04-13 2003-04-29 Chevron U.S.A. Inc. Upflow reactor system with layered catalyst bed for hydrotreating heavy feedstocks
JP3824464B2 (ja) 1999-04-28 2006-09-20 財団法人石油産業活性化センター 重質油類の水素化分解方法
EP1050572A3 (en) 1999-05-05 2001-06-06 Bar-Co Processes Joint Venture Residual oil fluid catalytic cracking process
GB9913767D0 (en) 1999-06-14 1999-08-11 Bp Oil Int Process for treating a gas oil
BR9904569B1 (pt) 1999-07-20 2009-01-13 processo de remoÇço de impurezas de soluÇÕes contendo derivados acÉticos, provenientes da fabricaÇço de acetato de celulose, utilizando tensoativos em uma nanofiltraÇço com membranas.
FR2797883B1 (fr) 1999-08-24 2004-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'huiles ayant un indice de viscosite eleve
JP2001104791A (ja) 1999-10-07 2001-04-17 Tonengeneral Sekiyu Kk 水素化処理用触媒の製造方法
US6303531B1 (en) 1999-12-21 2001-10-16 W. R. Grace & Co.-Conn. Hydrothermally stable high pore volume aluminum oxide/swellable clay composites and methods of their preparation and use
AU778286B2 (en) 1999-12-21 2004-11-25 W.R. Grace & Co.-Conn. Hydrothermally stable high pore volume aluminum oxide/swellable clay composites and methods of their preparation and use
EP1120454A3 (en) 2000-01-25 2002-01-30 Haldor Topsoe A/S Process for reducting content of sulphur compounds and poly-aromatic hydrocarbons in hydrocarbon feed
US6540904B1 (en) 2000-03-03 2003-04-01 Suhas Ranjan Gun Process for the upgradation of petroleum residue
US6514403B1 (en) * 2000-04-20 2003-02-04 Abb Lummus Global Inc. Hydrocracking of vacuum gas and other oils using a cocurrent/countercurrent reaction system and a post-treatment reactive distillation system
JP2003171671A (ja) 2000-06-08 2003-06-20 Japan Energy Corp 重質油の水素化精製方法
EP1299192A1 (en) 2000-06-19 2003-04-09 Institut Francais Du Petrole Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst
DE60134140D1 (de) 2000-07-12 2008-07-03 Albemarle Netherlands Bv Verfahren zur herstellung eines ein additiv enthaltenden mischmetallkatalysators
JP4643805B2 (ja) 2000-07-28 2011-03-02 日本ケッチェン株式会社 重質炭化水素油の水素化処理触媒および水素化処理方法
EP1184077B1 (en) 2000-08-30 2005-10-19 Haldor Topsoe A/S Hydrotreating catalyst particles
US6402940B1 (en) 2000-09-01 2002-06-11 Unipure Corporation Process for removing low amounts of organic sulfur from hydrocarbon fuels
EP1322730A1 (en) 2000-09-04 2003-07-02 Akzo Nobel N.V. Process for effecting ultra-deep hds of hydrocarbon feedstocks
US20020056664A1 (en) 2000-09-07 2002-05-16 Julie Chabot Extension of catalyst cycle length in residuum desulfurization processes
AU2002210909A1 (en) 2000-10-24 2002-05-06 Jgc Corpopation Refined oil and process for producing the same
BR0115072A (pt) 2000-11-17 2003-07-29 Jgc Corp Processo para a dessulfurização de uma fração de gasóleo, gasóleo dessulfurizado e aparelho para a dessulfurização de fração de gasóleo
US6589908B1 (en) 2000-11-28 2003-07-08 Shell Oil Company Method of making alumina having bimodal pore structure, and catalysts made therefrom
JP4697571B2 (ja) 2000-12-11 2011-06-08 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 並べ替え可能な反応器および短絡させることが可能な反応器を用いて重質炭化水素留分を水素化処理するための方法
US6579444B2 (en) 2000-12-28 2003-06-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of sulfur compounds from hydrocarbon feedstreams using cobalt containing adsorbents in the substantial absence of hydrogen
JP4638610B2 (ja) 2001-01-05 2011-02-23 日本ケッチェン株式会社 水素化処理用触媒並びに水素化処理方法
US20020148757A1 (en) 2001-02-08 2002-10-17 Huff George A. Hydrotreating of components for refinery blending of transportation fuels
US6827845B2 (en) 2001-02-08 2004-12-07 Bp Corporation North America Inc. Preparation of components for refinery blending of transportation fuels
US6673230B2 (en) 2001-02-08 2004-01-06 Bp Corporation North America Inc. Process for oxygenation of components for refinery blending of transportation fuels
US7166209B2 (en) 2001-03-01 2007-01-23 Intevep, S.A. Hydroprocessing process
US6649042B2 (en) 2001-03-01 2003-11-18 Intevep, S.A. Hydroprocessing process
US6656348B2 (en) 2001-03-01 2003-12-02 Intevep, S.A. Hydroprocessing process
FR2823216B1 (fr) 2001-04-09 2007-03-09 Inst Francais Du Petrole Procede et installation utilisant plusieurs lits catalytiques en serie pour la production de gazoles a faible teneur en soufre
US6797126B2 (en) 2001-04-24 2004-09-28 Reactive Energy Llc Process for the desulphurization and upgrading fuel oils
US7279017B2 (en) 2001-04-27 2007-10-09 Colt Engineering Corporation Method for converting heavy oil residuum to a useful fuel
US7871512B2 (en) * 2001-05-10 2011-01-18 Petrosonics, Llc Treatment of crude oil fractions, fossil fuels, and products thereof
US20030051988A1 (en) * 2001-05-22 2003-03-20 Gunnerman Rudolf W. Treatment of crude oil fractions, fossil fuels, and products thereof with ultrasound
JP4773634B2 (ja) 2001-06-08 2011-09-14 日本ケッチェン株式会社 重質炭化水素油の２段階水素化処理方法
JP4773633B2 (ja) 2001-06-08 2011-09-14 日本ケッチェン株式会社 重質炭化水素油の２段階水素化処理方法
US7265075B2 (en) 2001-07-10 2007-09-04 Japan Energy Corporation Hydro-refining catalyst, carrier for use therein and method for production thereof
US7244350B2 (en) 2001-08-08 2007-07-17 Shell Oil Company Process to prepare a hydrocarbon product having a sulphur content below 0.05 wt
US20030094400A1 (en) * 2001-08-10 2003-05-22 Levy Robert Edward Hydrodesulfurization of oxidized sulfur compounds in liquid hydrocarbons
US6774275B2 (en) 2001-08-21 2004-08-10 Catalytic Distillation Technologies Pulse flow reaction
US7507325B2 (en) 2001-11-09 2009-03-24 Institut Francais Du Petrole Process for converting heavy petroleum fractions for producing a catalytic cracking feedstock and middle distillates with a low sulfur content
DE10158805A1 (de) * 2001-11-30 2003-06-18 Siemens Ag Schiffsantrieb
FR2837831B1 (fr) 2002-03-29 2005-02-11 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'hydrocarbures a faible teneur en soufre et en mercaptans
FR2839902B1 (fr) 2002-05-24 2007-06-29 Inst Francais Du Petrole Catalyseur d'hydroraffinage et/ou d'hydroconversion et son utilisation dans des procedes d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees
JP2004010857A (ja) 2002-06-11 2004-01-15 Nippon Kecchen Kk 重質炭化水素油の水素化処理方法
US20040007501A1 (en) 2002-07-08 2004-01-15 Sughrue Edward L. Hydrocarbon desulfurization with pre-oxidation of organosulfur compounds
US20040040890A1 (en) 2002-08-30 2004-03-04 Morton Robert W. Desulfurization and novel compositions for same
US8012343B2 (en) 2002-12-06 2011-09-06 Frans Lodewijk Plantenga Heavy feed HPC process using a mixture of catalysts
JP2006512430A (ja) 2002-12-06 2006-04-13 アルベマーレ ネザーランズ ビー．ブイ． 触媒の混合物を使用する炭化水素の水素化処理
JP4369871B2 (ja) 2002-12-06 2009-11-25 アルベマーレ ネザーランズ ビー．ブイ． 触媒の混合物を使用する重質原料のｈｐｃ法
DK1572839T3 (da) 2002-12-20 2006-10-23 Eni Spa Proces til omdannelse af tunge råmaterialer, såsom tunge råolier og destillationsrester
CN100580059C (zh) 2003-03-07 2010-01-13 新日本石油株式会社 轻油馏分的氢化处理方法
US20040178117A1 (en) 2003-03-11 2004-09-16 Morton Robert W. Desulfurization and novel compositions for same
US7211238B2 (en) 2003-03-12 2007-05-01 Abb Lummus Global Inc. Mesoporous aluminum oxide, preparation and use thereof
FR2854335B1 (fr) 2003-04-30 2009-03-20 Eurecat Sa Traitement hors site de catalyseurs d'hydrogenation
US20040222131A1 (en) * 2003-05-05 2004-11-11 Mark Cullen Process for generating and removing sulfoxides from fossil fuel
US20040232041A1 (en) 2003-05-22 2004-11-25 Marathon Ashland Petroleum Llc Method for making a low sulfur petroleum pitch
CA2532195C (en) 2003-07-09 2013-04-09 Instituto Mexicano Del Petroleo Process for the catalytic hydrotreatment of heavy hydrocarbons of petroleum
US20050020446A1 (en) 2003-07-23 2005-01-27 Choudhary Tushar V. Desulfurization and novel process for same
CA2539239C (en) 2003-09-17 2012-09-11 Russell Craig Ackerman Process and catalyst for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon feedstock
EE05336B1 (et) 2003-09-24 2010-08-16 Viru Keemia Grupp As Laevaktus
US7108779B1 (en) 2003-09-25 2006-09-19 Uop Llc Hydrocarbon desulfurization process
US7597795B2 (en) 2003-11-10 2009-10-06 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for making lube oil basestocks
US20050109674A1 (en) 2003-11-20 2005-05-26 Advanced Refining Technologies Llc Hydroconversion catalysts and methods of making and using same
US7390766B1 (en) 2003-11-20 2008-06-24 Klein Darryl P Hydroconversion catalysts and methods of making and using same
WO2005058488A2 (en) 2003-12-09 2005-06-30 Albemarle Netherlands B.V. Process for the preparation of an oxidic catalyst composition comprising a divalent and a trivalent metal
US7201839B2 (en) 2003-12-12 2007-04-10 Conocophillips Company Desulfurization and novel compositions for same
US7763160B2 (en) 2003-12-19 2010-07-27 Shell Oil Company Systems and methods of producing a crude product
US20100098602A1 (en) 2003-12-19 2010-04-22 Opinder Kishan Bhan Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
CN1894372A (zh) 2003-12-19 2007-01-10 国际壳牌研究有限公司 生产原油产品的系统,方法和催化剂
US20070012595A1 (en) 2003-12-19 2007-01-18 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
US20050133416A1 (en) 2003-12-19 2005-06-23 Bhan Opinder K. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
BRPI0405537B1 (pt) 2003-12-19 2014-07-22 Shell Int Research Método de produzir um catalisador, catalisador, e, método de produzir um produto de petróleo bruto
US20060289340A1 (en) 2003-12-19 2006-12-28 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
US20070000808A1 (en) 2003-12-19 2007-01-04 Bhan Opinder K Method and catalyst for producing a crude product having selected properties
US20070000810A1 (en) 2003-12-19 2007-01-04 Bhan Opinder K Method for producing a crude product with reduced tan
EP1702682A4 (en) 2004-01-09 2009-06-10 Nippon Oil Corp HYDROGENATION AND DESULFURIZATION CATALYST FOR PETROLEUM HYDROCARBON AND HYDROGENATION AND DESULFURATION METHOD USING THE CATALYST
US7314545B2 (en) 2004-01-09 2008-01-01 Lyondell Chemical Technology, L.P. Desulfurization process
JP4472556B2 (ja) 2004-03-26 2010-06-02 コスモ石油株式会社 炭化水素油の水素化処理触媒及びその製造方法並びに炭化水素油の水素化処理方法
US7517446B2 (en) 2004-04-28 2009-04-14 Headwaters Heavy Oil, Llc Fixed bed hydroprocessing methods and systems and methods for upgrading an existing fixed bed system
CA2564346C (en) 2004-04-28 2016-03-22 Headwaters Heavy Oil, Llc Ebullated bed hydroprocessing methods and systems and methods of upgrading an existing ebullated bed system
US20050269245A1 (en) 2004-06-03 2005-12-08 Huve Laurent G Process for desulphurising and dewaxing a hydrocarbon feedstock boiling in the gasoil boiling range
JP4246673B2 (ja) 2004-06-07 2009-04-02 新日本石油株式会社 炭化水素油の水素化処理触媒及び該触媒を用いた水素化処理方法
US7491313B2 (en) 2004-06-17 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Two-step hydroprocessing method for heavy hydrocarbon oil
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
JP4578182B2 (ja) 2004-08-27 2010-11-10 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 重質炭化水素油の水素化処理方法
US7285512B2 (en) 2004-08-31 2007-10-23 Exxonmobile Research And Engineering Company Selective hydrodesulfurization catalyst
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
FR2875509B1 (fr) 2004-09-20 2006-11-24 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion d'une charge lourde avec un catalyseur disperse
JP4643966B2 (ja) 2004-10-01 2011-03-02 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 水素化精製軽油の製造方法、水素化精製軽油及び軽油組成物
US20060102522A1 (en) 2004-11-12 2006-05-18 Turaga Uday T Desulfurization and novel process for same
JP4801344B2 (ja) 2004-12-06 2011-10-26 出光興産株式会社 混合燃料油の調製装置およびその方法
KR101355722B1 (ko) 2004-12-28 2014-01-24 제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사 초저황 경유 기재 또는 초저황 경유 조성물의 제조 방법
US20060180500A1 (en) * 2005-02-15 2006-08-17 Sulphco, Inc., A Corporation Of The State Of Nevada Upgrading of petroleum by combined ultrasound and microwave treatments
WO2006110546A2 (en) 2005-04-11 2006-10-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
WO2006110659A2 (en) 2005-04-11 2006-10-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
EP1874897A1 (en) 2005-04-11 2008-01-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and catalyst for producing a crude product having a reduced mcr content
JP2008536000A (ja) 2005-04-11 2008-09-04 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 窒素含有量の少ない原油生成物の製造方法及び触媒
FR2886941B1 (fr) 2005-06-09 2010-02-12 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge
US7566687B2 (en) 2005-06-13 2009-07-28 Jacam Chemical, LLC Methods and compositions for removing sulfur from liquid hydrocarbons
US7727383B2 (en) * 2005-06-30 2010-06-01 Amt International, Inc. Process for producing petroleum oils with ultra-low nitrogen content
JP5437631B2 (ja) 2005-07-01 2014-03-12 ザ ユニバーシティー オブ フロリダ リサーチ ファンデーション インク エタノール産生のための組み換えホスト細胞及び培地
RU2297442C2 (ru) 2005-07-18 2007-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ойлтрейд" Топливо нефтяное тяжелое
RU2297443C2 (ru) 2005-07-18 2007-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ойлтрейд" Топливо нефтяное легкое
EP1754770B1 (en) 2005-08-16 2017-01-18 Research Institute of Petroleum Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock
MXPA05009283A (es) 2005-08-31 2007-02-27 Mexicano Inst Petrol Procedimiento para la preparacion de una composicion catalitica para el hidroprocesamiento de fracciones del petroleo.
US7605107B2 (en) 2005-09-29 2009-10-20 Exxonmobil Research And Engineering Company Method of preparing a supported hydrotreating catalyst
US8002968B2 (en) 2005-11-14 2011-08-23 Statoil Canada Ltd. Process for treating a heavy hydrocarbon feedstock and a product obtained therefrom
MXPA05012893A (es) 2005-11-29 2007-11-23 Mexicano Inst Petrol Catalizador para la hidrodesulfuracion de residuos y crudos pesados.
US7449102B2 (en) 2005-12-14 2008-11-11 Uop Llc Integrated process for the production of low sulfur diesel
US7390398B2 (en) 2005-12-16 2008-06-24 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US8236170B2 (en) 2005-12-16 2012-08-07 Chevron U.S.A. Inc. Reactor for use in upgrading heavy oil
US7431822B2 (en) 2005-12-16 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system
JP5559969B2 (ja) 2005-12-22 2014-07-23 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 不規則な形状の非球形の担持触媒および重質オイル留分の水素化変換方法
GB0526418D0 (en) * 2005-12-23 2006-02-08 Ass Octel Process
CA2662627C (en) * 2006-03-03 2013-04-30 Saudi Arabian Oil Company Catalytic process for deep oxidative desulfurization of liquid transportation fuels
US7704377B2 (en) * 2006-03-08 2010-04-27 Institut Francais Du Petrole Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
US20070284285A1 (en) 2006-06-09 2007-12-13 Terence Mitchell Stepanik Method of Upgrading a Heavy Oil Feedstock
EP2049252B1 (en) 2006-08-03 2020-05-27 Shell International Research Maatschappij B.V. Method of making a highly stable heavy hydrocarbon hydrodesulfurization catalyst.
US20080083650A1 (en) 2006-10-06 2008-04-10 Bhan Opinder K Methods for producing a crude product
US7582588B2 (en) 2006-10-27 2009-09-01 Shell Oil Company Method of manufacturing a catalyst
WO2008060970A2 (en) 2006-11-11 2008-05-22 Uop Llc Hydrogenation processes using functional surface catalyst composition
FR2909012B1 (fr) 2006-11-23 2009-05-08 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base d'un materiau a porosite hierarchisee comprenant du silicium et procede d'hydrocraquage/ hydroconversion et d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees.
FR2910352B1 (fr) 2006-12-21 2010-10-08 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion en phase slurry de charges hydrocarbonees lourdes et ou de charbon utilisant un catalyseur supporte
FR2910351B1 (fr) 2006-12-22 2009-02-27 Total France Sa Catalyseur d'hydrotraitement, son procede de preparation et son utilisation.
CA2714818A1 (en) 2007-01-18 2008-07-24 Janssen Pharmaceutica Nv Catalyst, catalyst precursor, catalyst carrier, preparation and use of thereof in fischer-tropsch synthesis
CA2624746C (en) 2007-03-12 2015-02-24 Robert Graham Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks
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
KR20100015964A (ko) 2007-03-28 2010-02-12 니폰 오일 코포레이션 (신 니혼 세키유 가부시키 가이샤) 경유 조성물
ITMI20071044A1 (it) 2007-05-23 2008-11-24 Eni Spa Sistema e procedimento per l'idroconversione di oli pesanti
ITMI20071045A1 (it) 2007-05-23 2008-11-24 Eni Spa Procedimento per l'idroconversione di oli pesanti
US7943035B2 (en) 2007-06-22 2011-05-17 Fractal Systems, Inc. Treated oils having reduced densities and viscosities
WO2009001314A1 (fr) 2007-06-25 2008-12-31 Bruno Weber Produit de substitution du fuel
US8021539B2 (en) 2007-06-27 2011-09-20 H R D Corporation System and process for hydrodesulfurization, hydrodenitrogenation, or hydrofinishing
US9669381B2 (en) 2007-06-27 2017-06-06 Hrd Corporation System and process for hydrocracking
US7879200B2 (en) * 2007-07-05 2011-02-01 Nevada Heat Treating, Inc. Ultrasonic transducer and horn used in oxidative desulfurization of fossil fuels
CN101348732B (zh) 2007-07-18 2013-01-09 中国石油化工股份有限公司 一种重质馏分油加氢处理方法
MX2007009504A (es) 2007-08-07 2009-02-06 Mexicano Inst Petrol Catalizador para la primera etapa de hidrodesmetalizacion en un sistema de hidro procesamiento con reactores multiples para el mejoramiento de crudos pesados y extra-pesados.
US7897828B2 (en) 2007-08-28 2011-03-01 Exxonmobile Research And Engineering Company Process for separating a heavy oil feedstream into improved products
SG10201510124XA (en) 2007-10-31 2016-01-28 Chevron Usa Inc Hydroconversion processes employing multi-metallic catalysts and method for making thereof
US20090114569A1 (en) 2007-11-02 2009-05-07 General Electric Company Methods for removing metallic and non-metallic impurities from hydrocarbon oils
EP2234710A2 (en) 2007-11-28 2010-10-06 Saudi Arabian Oil Company Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils
EP2078743A1 (en) 2008-01-10 2009-07-15 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Fuel composition
US7943037B2 (en) 2008-03-11 2011-05-17 Exxonmobil Research & Engineering Company Hydroconversion process for petroleum resids using selective membrane separation followed by hydroconversion over carbon supported metal catalyst
US7931798B2 (en) 2008-03-11 2011-04-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process for petroleum resids by hydroconversion over carbon supported metal catalyst followed by selective membrane separation
WO2009126909A1 (en) 2008-04-10 2009-10-15 Shell Oil Company Catalyst systems and methods for converting a crude feed with such catalyst systems
US8114806B2 (en) 2008-04-10 2012-02-14 Shell Oil Company Catalysts having selected pore size distributions, method of making such catalysts, methods of producing a crude product, products obtained from such methods, and uses of products obtained
MX2008006050A (es) 2008-05-09 2009-11-09 Mexicano Inst Petrol Catalizador con acidez moderada para hidroprocesamiento de crudo pesado y residuo, y su procedimiento de sintesis.
US8088277B2 (en) 2008-06-11 2012-01-03 General Electric Company Methods and system for removing impurities from heavy fuel
US8313705B2 (en) 2008-06-23 2012-11-20 Uop Llc System and process for reacting a petroleum fraction
US9068131B2 (en) 2008-07-03 2015-06-30 Shell Oil Company Catalyst composition and a process that uses the catalyst composition for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon feedstock
US9260671B2 (en) 2008-07-14 2016-02-16 Saudi Arabian Oil Company Process for the treatment of heavy oils using light hydrocarbon components as a diluent
RU2372380C1 (ru) 2008-07-29 2009-11-10 ООО "Компания Катахим" Способ селективной очистки бензиновых фракций каталитического крекинга (варианты)
US20110017637A1 (en) 2009-07-21 2011-01-27 Bruce Reynolds Systems and Methods for Producing a Crude Product
US8563456B2 (en) 2008-10-03 2013-10-22 Chevron U.S.A. Inc. Hydrodemetallization catalyst and process
FR2940143B1 (fr) 2008-12-18 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Catalyseurs d'hydrodemetallation et d'hydrodesulfuration et mise en oeuvre dans un procede d'enchainement en formulation unique
FR2940144B1 (fr) 2008-12-23 2016-01-22 Inst Francais Du Petrole Methode de transformation d'effluents d'origine renouvelable en carburant d'excellente qualite mettant en oeuvre un catalyseur a base de molybdene
EP2412438B1 (en) 2009-03-23 2019-07-10 JX Nippon Oil & Energy Corporation Hydrotreating catalyst, method for producing same, and process for hydrotreating hydrocarbon oil
US8372268B2 (en) 2009-03-24 2013-02-12 Shell Oil Company High surface area composition for use in the catalytic hydroconversion of a heavy hydrocarbon feedstock, a method making such composition and its use
US8127938B2 (en) 2009-03-31 2012-03-06 Uop Llc Apparatus and process for treating a hydrocarbon stream
US20100264067A1 (en) 2009-04-16 2010-10-21 General Electric Company Method for removing impurities from hydrocarbon oils
US20100294698A1 (en) 2009-05-20 2010-11-25 Chevron U.S.A., Inc. Deep desulfurization process
US8287720B2 (en) 2009-06-23 2012-10-16 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
JP4610664B1 (ja) 2009-07-09 2011-01-12 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 再生水素化処理用触媒の製造方法及び石油製品の製造方法
IT1398288B1 (it) 2009-09-30 2013-02-22 Eni Spa Ossidi misti di metalli di transizione, catalizzatori di idrotrattamento da essi ottenuti, e processo di preparazione comprendente procedimenti sol-gel
DK2484745T3 (da) 2009-09-30 2021-01-25 Jx Nippon Oil & Energy Corp Hydroafsvovlingskatalysator for en carbonhydridolie, fremgangsmåde til fremstilling heraf og fremgangsmåde til hydroraffinering
US9303218B2 (en) 2009-10-05 2016-04-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Stacking of low activity or regenerated catalyst above higher activity catalyst
CA2777183A1 (en) 2009-10-09 2011-04-14 Velocys Inc. Process for treating heavy oil
FR2951735B1 (fr) 2009-10-23 2012-08-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residu integrant une technologie lit mobile et une technologie lit bouillonnant
US9132421B2 (en) 2009-11-09 2015-09-15 Shell Oil Company Composition useful in the hydroprocessing of a hydrocarbon feedstock
US8679322B2 (en) 2009-11-24 2014-03-25 Intevep, S.A. Hydroconversion process for heavy and extra heavy oils and residuals
US20110127194A1 (en) 2009-11-30 2011-06-02 Merichem Company Hydrocarbon Treatment Process
US8193401B2 (en) 2009-12-11 2012-06-05 Uop Llc Composition of hydrocarbon fuel
US9074143B2 (en) 2009-12-11 2015-07-07 Uop Llc Process for producing hydrocarbon fuel
JP2013513693A (ja) 2009-12-11 2013-04-22 ユーオーピー エルエルシー 炭化水素燃料及び組成物を製造するための方法及び装置
US8133446B2 (en) 2009-12-11 2012-03-13 Uop Llc Apparatus for producing hydrocarbon fuel
US9932945B2 (en) 2009-12-18 2018-04-03 Chevron U.S.A. Inc. Method of reducing nitrogen oxide emissions
US8608949B2 (en) 2009-12-30 2013-12-17 Uop Llc Process for removing metals from vacuum gas oil
BRPI0905232A2 (pt) 2009-12-30 2011-08-23 Petroleo Brasileiro Sa processo para redução de acidez naftênica e aumento simultáneo de api de petróleos pesados
JP4887433B2 (ja) 2010-01-18 2012-02-29 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 再生水素化処理用触媒
US8597497B2 (en) 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8562818B2 (en) 2010-01-21 2013-10-22 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
CA2785583C (en) 2010-01-21 2018-10-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Hydrocarbon composition
CA2785761C (en) 2010-01-21 2018-10-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Hydrocarbon composition
US8747659B2 (en) 2010-02-23 2014-06-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreating process
CN102166521B (zh) 2010-02-25 2013-03-27 中国石油天然气股份有限公司 一种加氢精制催化剂制备方法
WO2011116059A1 (en) * 2010-03-16 2011-09-22 Saudi Arabian Oil Company System and process for integrated oxidative desulfurization, desalting and deasphalting of hydrocarbon feedstocks
WO2011143397A2 (en) 2010-05-14 2011-11-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of pyrolysis oil and its use as a fuel
RU2012154275A (ru) 2010-06-01 2014-07-20 ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани Катализаторы гидрообработки и их получение
FR2963251B1 (fr) 2010-07-29 2012-07-27 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydrotraitement d'une coupe hydrocarbonee de point d'ebullition superieur a 250°c en presence d'un catalyseur sulfure prepare au moyen d'un oligosaccharide cyclique
FR2964387A1 (fr) 2010-09-07 2012-03-09 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de residu integrant une etape de desasphaltage et une etape d'hydroconversion avec recycle de l'huile desasphaltee
WO2012055755A1 (en) 2010-10-25 2012-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Hydrocarbon conversion catalyst composition
US10144882B2 (en) 2010-10-28 2018-12-04 E I Du Pont De Nemours And Company Hydroprocessing of heavy hydrocarbon feeds in liquid-full reactors
KR101816318B1 (ko) 2010-12-09 2018-01-12 에스케이이노베이션 주식회사 수소 처리 촉매 및 이의 제조방법
US9340733B2 (en) 2010-12-22 2016-05-17 Centre National De La Recherche Scientifique Process for Hydrodesulphuration of gasoil cuts using a catalyst based on heteropolyanions trapped in a mesostructured silica support
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
FR2970261B1 (fr) 2011-01-10 2013-05-03 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydrotraitement de charges lourdes d'hydrocarbures avec des reacteurs permutables incluant au moins une etape de permutation progressive
KR101898289B1 (ko) 2011-01-10 2018-09-13 에스케이이노베이션 주식회사 탄화수소류 유분 내의 유기산을 저감하는 방법
US9212323B2 (en) 2011-02-11 2015-12-15 E I Du Pont De Nemours And Company Liquid-full hydrotreating and selective ring opening processes
US9139782B2 (en) 2011-02-11 2015-09-22 E I Du Pont De Nemours And Company Targeted pretreatment and selective ring opening in liquid-full reactors
US9109176B2 (en) 2011-03-28 2015-08-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Method for making marine bunker fuels
ITMI20110510A1 (it) 2011-03-30 2012-10-01 Eni Spa Ossidi misti di metalli di transizione, catalizzatori di idrotrattamento da essi ottenuti, e processo di preparazione
JP5690634B2 (ja) 2011-03-31 2015-03-25 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 水素化精製触媒及び炭化水素油の製造方法
US8926826B2 (en) 2011-04-28 2015-01-06 E I Du Pont De Nemours And Company Liquid-full hydroprocessing to improve sulfur removal using one or more liquid recycle streams
US8894838B2 (en) 2011-04-29 2014-11-25 E I Du Pont De Nemours And Company Hydroprocessing process using uneven catalyst volume distribution among catalyst beds in liquid-full reactors
JP5639532B2 (ja) 2011-05-26 2014-12-10 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 Ｃ重油組成物およびその製造方法
US10400184B2 (en) 2011-08-31 2019-09-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of heavy hydrocarbon feeds using small pore catalysts
US8741129B2 (en) 2011-08-31 2014-06-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Use of low boiling point aromatic solvent in hydroprocessing heavy hydrocarbons
CA2846754C (en) 2011-09-01 2016-06-21 Advanced Refining Technologies Llc Catalyst support and catalysts prepared therefrom
ITMI20111626A1 (it) 2011-09-08 2013-03-09 Eni Spa Sistema catalitico e procedimento per l'idroconversione totale degli oli pesanti
FR2981659B1 (fr) 2011-10-20 2013-11-01 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
JP5922372B2 (ja) 2011-10-24 2016-05-24 日揮触媒化成株式会社 水素化処理触媒及びその製造方法
US20130105364A1 (en) 2011-10-27 2013-05-02 Shell Oil Company Low cost and high activity hydroprocessing catalyst
US20130105357A1 (en) 2011-10-27 2013-05-02 Shell Oil Company Self-activating hydroprocessing catalyst and process for treating heavy hydrocarbon feedstocks
WO2013083660A2 (en) 2011-12-05 2013-06-13 Blue Wave Co S.A. Pressure vessel with controlled vessel weight/gas weight ratio
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
TWI579043B (zh) 2012-02-17 2017-04-21 先進精鍊科技有限公司 球形觸媒支撐物及其製備方法
TWI611836B (zh) 2012-02-17 2018-01-21 Advanced Refining Technologies Llc. 觸媒支撐物及其製備方法
JP6278587B2 (ja) 2012-03-21 2018-02-14 Ｊｘｔｇエネルギー株式会社 高芳香族基油及び高芳香族基油の製造方法
US8877039B2 (en) 2012-03-28 2014-11-04 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
US9657236B2 (en) 2012-03-31 2017-05-23 China Petroleum & Chemical Corporation Process for hydrotreating heavy raw oils
KR101287300B1 (ko) 2012-04-17 2013-07-17 에스케이에너지 주식회사 안정화된 탄화수소 오일 블렌드의 제조방법
US9169448B2 (en) 2012-04-19 2015-10-27 Baker Hughes Incorporated In-situ hydrogenation of aromatic compounds for heavy oil upgrading
TWI594795B (zh) 2012-05-21 2017-08-11 蜆殼國際研究所 用於重質進料之氫轉化之經改良觸媒及方法
US9365781B2 (en) 2012-05-25 2016-06-14 E I Du Pont De Nemours And Company Process for direct hydrogen injection in liquid full hydroprocessing reactors
US20130319910A1 (en) 2012-06-05 2013-12-05 Jgc Catalysts And Chemicals Ltd. Integrated process for deasphalting and desulfurizing whole crude oil
TWI617354B (zh) 2012-06-20 2018-03-11 先進精鍊科技有限公司 改良之含氧化鈦之殘餘氫化處理觸媒
CA2783608A1 (en) * 2012-07-23 2014-01-23 Lucie Wheeler Environmental process to transform contaminated or uncontaminated feed materials into useful products, uses of the process, products thereby obtained and uses thereof, manufacturing of the corresponding plant
US8877040B2 (en) 2012-08-20 2014-11-04 Uop Llc Hydrotreating process and apparatus relating thereto
US9102884B2 (en) 2012-08-31 2015-08-11 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydroprocessed product
FR2996465B1 (fr) 2012-10-10 2015-10-16 IFP Energies Nouvelles Plateau de distribution filtrant destine a l'alimentation d'un reacteur a lit fixe a co courant descendant de gaz et de liquide pour le traitement de charges lourdes colmatantes
CN102888244B (zh) * 2012-10-22 2015-07-15 北京金海畅能源投资有限公司 一种船舶燃料油生产方法
FR2997415B1 (fr) * 2012-10-29 2015-10-02 IFP Energies Nouvelles Procede de production d'une essence a basse teneur en soufre
US8721871B1 (en) 2012-11-06 2014-05-13 E I Du Pont De Nemours And Company Hydroprocessing light cycle oil in liquid-full reactors
US9139783B2 (en) 2012-11-06 2015-09-22 E I Du Pont Nemours And Company Hydroprocessing light cycle oil in liquid-full reactors
MX349965B (es) 2012-11-14 2017-08-04 Univ Mexico Nac Autonoma Catalizadores soportados para la produccion de combustibles de ultra-bajo azufre.
FR2999453B1 (fr) 2012-12-18 2015-02-06 IFP Energies Nouvelles Catalyseur d'hydrotraitement de residus comprenant du vanadium et son utilisation dans un procede d'hydroconversion de residus
FR2999596B1 (fr) * 2012-12-19 2015-11-13 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases de combustibles marins
FR3000098B1 (fr) 2012-12-20 2014-12-26 IFP Energies Nouvelles Procede avec separation de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
FR3000097B1 (fr) 2012-12-20 2014-12-26 Ifp Energies Now Procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
US20140174980A1 (en) 2012-12-24 2014-06-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreated hydrocarbon tar, fuel oil composition, and process for making
US9861963B2 (en) 2012-12-27 2018-01-09 Shell Oil Company Preparation of catalyst
US9283551B2 (en) * 2013-01-23 2016-03-15 Mississippi State University Research And Technology Corporation Catalysts for converting syngas into liquid hydrocarbons and methods thereof
ITMI20130131A1 (it) 2013-01-30 2014-07-31 Luigi Patron Processo a migliorata produttività per la conversione di olii pesanti
FR3002946B1 (fr) 2013-03-06 2016-09-16 Eurecat Sa Procede pour le demarrage d'unites d'hydrotraitement ou d'hydroconversion
US9452955B2 (en) 2013-03-14 2016-09-27 Lummus Technology Inc. Process for producing distillate fuels and anode grade coke from vacuum resid
US9650312B2 (en) 2013-03-14 2017-05-16 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and hydrotreating
TWI666310B (zh) 2013-03-15 2019-07-21 Advanced Refining Technologies Llc 觸媒組成物、加氫處理重烴類部分之方法及製備沉澱氧化鋁組成物的方法
US9127218B2 (en) 2013-03-26 2015-09-08 Uop Llc Hydroprocessing and apparatus relating thereto
US9546327B2 (en) 2013-04-11 2017-01-17 Shell Oil Company Process for upgrading a high endpoint gas oil containing high concentrations of thiophenes and nitrogen and providing for a reduced hydrogen consumption rate
US9404053B2 (en) 2013-04-11 2016-08-02 Shell Oil Company Low-pressure process utilizing a stacked-bed system of specific catalysts for the hydrotreating of a gas oil feedstock
US10118158B2 (en) 2013-04-17 2018-11-06 Shell Oil Company Process and catalyst for the hydrotreatment of a heavy hydrocarbon feedstock
FR3004968B1 (fr) 2013-04-30 2016-02-05 IFP Energies Nouvelles Procede de preparation d'un catalyseur a base de tungstene utilisable en hydrotraitement ou en hydrocraquage
KR20160003203A (ko) 2013-05-02 2016-01-08 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 중질 베이스 오일의 제조 공정
JP6104762B2 (ja) 2013-08-30 2017-03-29 Ｊｘエネルギー株式会社 炭化水素油の製造方法
AU2013399638A1 (en) 2013-09-06 2016-03-10 Basf Corporation Selective hydrogenation catalyst containing bimodal support and methods of making and using same
FR3011004A1 (fr) 2013-09-20 2015-03-27 IFP Energies Nouvelles Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type hco, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement.
TW201516138A (zh) 2013-09-20 2015-05-01 IFP Energies Nouvelles 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法
FR3013723B1 (fr) 2013-11-27 2016-08-26 Ifp Energies Now Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type slurry, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement specifique .
WO2015046345A1 (ja) 2013-09-27 2015-04-02 コスモ石油株式会社 重質炭化水素油の水素化処理触媒、重質炭化水素油の水素化処理触媒の製造方法、及び重質炭化水素油の水素化処理方法
KR102192541B1 (ko) 2013-09-27 2020-12-17 코스모세키유 가부시키가이샤 중질 탄화수소유의 수소화 처리 촉매 및 중질 탄화수소유의 수소화 처리 방법
JP6476525B2 (ja) 2013-09-27 2019-03-06 コスモ石油株式会社 重質炭化水素油の水素化処理触媒、及び重質炭化水素油の水素化処理方法
EP3035229A4 (en) * 2013-10-04 2017-04-12 Telefonica Digital España, S.L.U. Method and system for preventing image captures of the information displayed on a screen, and computer program for same
JP6600912B2 (ja) 2013-10-11 2019-11-06 コスモ石油株式会社 重質炭化水素油の水素化処理触媒及び重質炭化水素油の水素化処理触媒の製造方法
US10077406B2 (en) 2013-10-17 2018-09-18 Shell Oil Company Catalyst for the hydrotreatment of a heavy hydrocarbon feedstock
US10603656B2 (en) 2013-10-17 2020-03-31 Shell Oil Company Ultra-stable heavy hydrocarbon hydroprocessing catalyst and methods of making and use thereof
US10507459B2 (en) 2013-11-25 2019-12-17 Shell Oil Company Process for the catalytic conversion of micro carbon residue content of heavy hydrocarbon feedstocks and a low surface area catalyst composition for use therein
KR102317607B1 (ko) 2013-11-27 2021-10-25 아이에프피 에너지스 누벨 특정한 수소화처리를 포함하는, 적어도 하나의 fcc 슬러리 유분으로부터 카본 블랙을 제조하기 위한 방법
FR3013722B1 (fr) 2013-11-28 2015-12-04 Ifp Energies Now Procede d'hydrotraitement d'un gazole dans des reacteurs en serie avec recyclage d'hydrogene.
FR3014110B1 (fr) 2013-12-03 2015-12-18 Ifp Energies Now Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en cascade avec recyclage d'une coupe desasphaltee
FR3014897B1 (fr) 2013-12-17 2017-04-07 Ifp Energies Now Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments
KR102444109B1 (ko) 2013-12-24 2022-09-15 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 중간 증류유의 제조 방법
CN103642539B (zh) * 2013-12-25 2015-02-11 济南开发区星火科学技术研究院 一种船用燃料油的调和方法
CN103695031B (zh) 2013-12-27 2015-07-22 成都博晟能源科技有限公司 一种由煤焦油生产柴油兼产船用燃料油调和组分的方法
US9878300B2 (en) 2014-01-31 2018-01-30 Triton Emission Solutions Inc. Removal of contaminants from bunker oil fuel
WO2015121373A1 (en) 2014-02-12 2015-08-20 Bp Europa Se Process for hydrocracking heavy oil and oil residue
JP2017506685A (ja) 2014-02-12 2017-03-09 ベーペー オイローパ ソシエタス ヨーロピア 炭素質添加剤を用いて重質油及び残渣油を水素化分解する方法
JP2017511823A (ja) 2014-02-12 2017-04-27 ベーペー オイローパ ソシエタス ヨーロピア 非金属化炭素質添加剤を用いて重質油及び残渣油を水素化分解する方法
EP2907867A1 (en) 2014-02-17 2015-08-19 Shell International Research Maatschappij B.V. Fuel compositions
US9057035B1 (en) 2014-02-17 2015-06-16 Shell Oil Company Fuel compositions
JP6378902B2 (ja) 2014-03-10 2018-08-22 日本ケッチェン株式会社 水素化処理触媒、当該触媒の製造方法、並びに当該触媒を用いる炭化水素油の水素化処理方法
US9393520B2 (en) * 2014-03-25 2016-07-19 Luis Gomez System and method for creating and maintaining liquid bunker and reducing sulfur contaminants
JP6420961B2 (ja) 2014-03-27 2018-11-07 出光興産株式会社 重油脱硫触媒の再生利用方法
JP6335575B2 (ja) 2014-03-27 2018-05-30 出光興産株式会社 重油脱硫触媒の再生利用方法
CA2942736A1 (en) 2014-05-01 2015-11-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system of upgrading heavy oils in the presence of hydrogen and a dispersed catalyst
FR3021326B1 (fr) 2014-05-21 2017-12-01 Ifp Energies Now Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en amont de l'etape de conversion.
SG11201609059TA (en) 2014-05-22 2016-12-29 Shell Int Research Fuel compositions
US20150353851A1 (en) 2014-06-05 2015-12-10 Sunoco Partners Marketing & Terminals L.P. Low sulfur marine fuel
FR3022163B1 (fr) 2014-06-13 2021-05-07 Ifp Energies Now Catalyseur a base de nickel mesoporeux et macroporeux ayant un diametre median macroporeux superieur a 200 nm et son utilisation en hydrogenation
FR3022158B1 (fr) 2014-06-13 2018-02-23 IFP Energies Nouvelles Catalyseur mesoporeux d'hydroconversion de residus et methode de preparation
FR3022156B1 (fr) 2014-06-13 2018-02-23 Ifp Energies Now Catalyseur mesoporeux et macroporeux a phase active comalaxee, son procede de preparation et son utilisation en hydrotraitement de residus
FR3022157B1 (fr) 2014-06-13 2017-09-01 Ifp Energies Now Catalyseur bimodal a phase active comalaxee, son procede de preparation et son utilisation en hydrotraitement de residus
FR3022161B1 (fr) 2014-06-13 2021-05-07 Ifp Energies Now Catalyseur a phase active de nickel comalaxee mesoporeux et macroporeux ayant un diametre median macroporeux superieur a 300 nm et son utilisation en hydrogenation
FR3022159B1 (fr) 2014-06-13 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Catalyseur mesoporeux et macroporeux d'hydroconversion de residus et methode de preparation
FR3022162B1 (fr) 2014-06-13 2021-05-07 Ifp Energies Now Catalyseur a base de nickel mesoporeux et macroporeux ayant un diametre median macroporeux compris entre 50 nm et 200 nm et son utilisation en hydrogenation
FR3022160B1 (fr) 2014-06-13 2021-05-07 Ifp Energies Now Catalyseur a phase active de nickel comalaxee mesoporeux et macroporeux ayant un diametre median macroporeux compris entre 50 et 300 nm et son utilisation en hydrogenation
FR3023184B1 (fr) 2014-07-04 2019-12-27 IFP Energies Nouvelles Catalyseur d'hydrotraitement a densite de molybdene elevee et methode de preparation.
US9890335B2 (en) 2014-07-22 2018-02-13 Uop Llc Methods and systems for removing sulfur compounds from a hydrocarbon stream
CN105316041B (zh) 2014-07-30 2018-04-10 中国石化工程建设有限公司 一种渣油加氢方法
KR102365225B1 (ko) * 2014-08-07 2022-02-22 클라리언트 인터내셔널 리미티드 저황 선박용 디젤용 첨가제
MX366075B (es) 2014-08-27 2019-06-25 Mexicano Inst Petrol Proceso de mejoramiento parcial de crudos pesados y/o extra-pesados para su transporte.
US9890336B2 (en) 2014-09-17 2018-02-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for the purification of a hydrocarbon-containing stream
FR3027912B1 (fr) * 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage
US10610854B2 (en) 2014-11-06 2020-04-07 Shell Oil Company Self-activating hydroprocessing catalyst having enhanced activity and self-activation characteristics and its use for treating resid feedstocks
US20160145511A1 (en) 2014-11-20 2016-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing for lubricant basestock production
US9695369B2 (en) 2014-11-21 2017-07-04 Lummus Technology Inc. Process to upgrade partially converted vacuum residua
WO2016099787A1 (en) 2014-12-17 2016-06-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods and systems for treating a hydrocarbon feed
WO2016134075A1 (en) * 2015-02-17 2016-08-25 Portable GTL Systems, LLC Fuel-cell reactor
KR102350335B1 (ko) 2015-02-18 2022-01-13 셰브런 오로나이트 테크놀로지 비.브이. 저유황 선박용 증류 연료 트렁크 피스톤 엔진 오일 조성물
US9890338B2 (en) 2015-03-10 2018-02-13 Uop Llc Process and apparatus for hydroprocessing and cracking hydrocarbons
FR3033797B1 (fr) 2015-03-16 2018-12-07 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes
US10286386B2 (en) 2015-05-27 2019-05-14 Jgc Catalysts And Chemicals Ltd. Hydrotreating catalyst for hydrocarbon oil, process for producing same, and hydrotreating method
EP3305874A4 (en) 2015-05-29 2019-01-23 JXTG Nippon Oil & Energy Corporation METHOD FOR PRODUCING HYDROGEN-TREATED OIL AND SYSTEM FOR PRODUCING CATALYTICALLY CRACKED OIL
KR102542845B1 (ko) 2015-05-29 2023-06-12 어드벤스드 리파이닝 테크놀로지즈 엘엘씨 고 수소화탈질소 선택도 수소처리 촉매
US9925532B2 (en) 2015-05-29 2018-03-27 Well Resources Inc. Method of processing heavy oils and residua
FR3036703B1 (fr) 2015-06-01 2017-05-26 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges comprenant une etape d'hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls
US9809763B2 (en) 2015-06-01 2017-11-07 Uop Llc Process and apparatus for recovering hydrotreated hydrocarbons with two strippers
MX367627B (es) 2015-06-15 2019-08-16 Mexicano Inst Petrol Proceso de hidroconversión a baja severidad en fase dispersa para mejorar las propiedades de transporte de aceites crudos pesados y extra-pesados.
SG11201708632SA (en) 2015-06-30 2018-01-30 Exxonmobil Res & Eng Co Fuel production from catalytic slurry oil
CA2993442A1 (en) 2015-07-24 2017-02-02 Exxonmobil Research And Engineering Company Fixed bed hydroprocessing of deasphalter rock
EP3331967B1 (en) 2015-08-04 2020-11-11 Duke Technologies, LLC Hydroprocessing method with high liquid mass flux
WO2017027795A1 (en) 2015-08-13 2017-02-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Modification of fuel oils for compatibility
US9663723B2 (en) * 2015-08-26 2017-05-30 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Method for removing sulfur compounds from fuel using an adsorbent
US20170058205A1 (en) 2015-09-02 2017-03-02 Spintek Filtration, Inc. Non-Oxidized Desulfurization Process and Method of Using the Same
US9796936B2 (en) 2015-09-09 2017-10-24 Chevron U.S.A. Inc. Production of heavy API group II base oil
US9708546B2 (en) * 2015-10-29 2017-07-18 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Method for removing sulfur compounds from a hydrocarbon fluid using an adsorbent
CN106701172B (zh) 2015-11-12 2018-06-12 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理方法
CN105296025B (zh) * 2015-11-24 2017-05-03 周凤春 清洁柴油添加剂、清洁柴油及其制备方法
US10647925B2 (en) 2015-12-28 2020-05-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel components from hydroprocessed deasphalted oils
US10641759B2 (en) 2016-01-05 2020-05-05 Saudi Arabian Oil Company Pre-processing characterization of residual oil
ITUA20162218A1 (it) 2016-04-01 2017-10-01 Chimec Spa Composizione ad effetto compatibilizzante e stabilizzante per oli combustibili (oc) e procedimento per stabilizzare detti oli
TWI736611B (zh) 2016-04-25 2021-08-21 荷蘭商蜆殼國際研究所 用於在低沈降物量下高度轉化重烴之沸騰床方法
CA3021229C (en) 2016-04-25 2022-08-09 Sherritt International Corporation Process for partial upgrading of heavy oil
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
US11421164B2 (en) 2016-06-08 2022-08-23 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Dual catalyst system for ebullated bed upgrading to produce improved quality vacuum residue product
FR3052458B1 (fr) 2016-06-09 2019-12-27 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion comprenant au moins une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs by passables
SG11201810338QA (en) 2016-06-20 2019-01-30 Exxonmobil Res & Eng Co Deasphalting and hydroprocessing of steam cracker tar
WO2018005141A1 (en) 2016-06-29 2018-01-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Processing of heavy hydrocarbon feeds
FR3053356A1 (fr) 2016-06-30 2018-01-05 Ifp Energies Now Procede de traitement de charges lourdes 10 d'hydrocarbures
WO2018053323A1 (en) 2016-09-15 2018-03-22 Board Of Regents, The University Of Texas System Systems and methods for additive manufacturing of ceramics
KR102243787B1 (ko) 2016-10-18 2021-04-22 모에탈 엘엘씨 폴리싱된 터빈 연료
US10883056B2 (en) 2016-10-18 2021-01-05 Mawetal Llc Fuel compositions from light tight oils and high sulfur fuel oils
CN117050777A (zh) 2016-10-18 2023-11-14 马威特尔有限责任公司 抵消或减少燃料成本的方法
FR3057876B1 (fr) 2016-10-20 2020-06-26 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion comprenant un hydrotraitement en lit fixe, une separation d'une fraction residu hydrotraitee, une etape de craquage catalytique pour la production de combustibles marins
SG10201912582RA (en) 2016-11-15 2020-02-27 Exxonmobil Res & Eng Co Production of carbon blacks and resins from hydrotreated catalytic slurry oil
AU2017360495A1 (en) 2016-11-15 2019-05-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Processing of challenged fractions and cracked co-feeds
WO2018101244A1 (ja) 2016-12-01 2018-06-07 昭和シェル石油株式会社 Ｃ重油組成物
FR3059913B1 (fr) 2016-12-14 2020-12-11 Ifp Energies Now Nouveau garnissage a structure tridimensionnelle pour ameliorer le contact entre une phase gaz et une phase solide dispersee s'ecoulant a contre courant
FR3061199A1 (fr) 2016-12-22 2018-06-29 Axens Procede et dispositif d'hydrocraquage avec reduction des composes polynucleaires aromatiques
US10876056B2 (en) 2016-12-30 2020-12-29 Beijing Huashi United Energy Technology And Development Co., Ltd. Process and device for hydrogenation of heavy oil using a suspension-bed
US12025435B2 (en) * 2017-02-12 2024-07-02 Magēmã Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
US20190233741A1 (en) 2017-02-12 2019-08-01 Magēmā Technology, LLC Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil
US12071592B2 (en) * 2017-02-12 2024-08-27 Magēmā Technology LLC Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil
KR102505534B1 (ko) 2017-03-02 2023-03-02 하이드로카본 테크놀로지 앤 이노베이션, 엘엘씨 오염 침전물이 적은 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기
CA3059214A1 (en) 2017-04-07 2018-10-11 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of catalytic slurry oil and coker bottoms
EP3645673B1 (en) 2017-06-27 2024-06-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Fuel components from hydroprocessed deasphalted oils
US9919293B1 (en) 2017-07-17 2018-03-20 Kuwait Institute For Scientific Research Catalyst for mild-hydrocracking of residual oil
CN111263801A (zh) 2017-08-29 2020-06-09 沙特阿拉伯石油公司 一体化渣油加氢裂化和加氢精制
CN111051477A (zh) 2017-09-08 2020-04-21 埃克森美孚研究工程公司 高密度裂化馏分的加氢处理
FI20175815A1 (en) 2017-09-14 2019-03-15 Neste Oyj Vessel fuel composition with low sulfur content and process for its preparation
CA3081345A1 (en) 2017-11-21 2019-05-31 Chevron U.S.A. Inc. Process and system for upgrading hydrocracker unconverted heavy oil
SG11202004633VA (en) 2017-12-19 2020-07-29 Exxonmobil Res & Eng Co Low sulfur marine fuel compositions
FR3075809B1 (fr) 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges lourdes d’hydrocarbures avec recycle d’une huile desasphaltee
FR3075810B1 (fr) 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede ameliore de conversion de residus integrant des etapes d’hydroconversion profonde et une etape de desasphaltage
KR102420209B1 (ko) 2017-12-29 2022-07-12 루머스 테크놀로지 엘엘씨 중질 연료유의 화학제품으로의 전환
US11028326B2 (en) 2018-01-30 2021-06-08 Uop Llc Process for hydrotreating a residue stream with hydrogen recycle
CA3094409A1 (en) 2018-03-23 2019-09-26 International Ultrasonic Technologies Inc. Ultrasonic oxidative desulfurization of heavy fuel oils
US10597594B1 (en) 2018-11-27 2020-03-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US10443006B1 (en) 2018-11-27 2019-10-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
EP3894521B1 (en) 2018-12-10 2024-09-11 ExxonMobil Technology and Engineering Company Upgrading polynucleararomatic hydrocarbon-rich feeds
RU2700705C1 (ru) 2018-12-12 2019-09-19 Общество с ограниченной ответственностью "Русбункер" Судовое остаточное топливо
US11566195B2 (en) 2018-12-28 2023-01-31 Idemitsu Kosan Co., Ltd. Fuel oil composition
JP2020122450A (ja) 2019-01-31 2020-08-13 株式会社豊田自動織機 圧縮機
US10800982B2 (en) 2019-02-05 2020-10-13 Ifp Energies Nouvelles (Ifpen) Processing scheme for production of low sulfur bunker fuel
US11879105B2 (en) 2019-03-11 2024-01-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Marine fuel compositions with acceptable wax behavior
SG11202107610VA (en) 2019-03-11 2021-09-29 Exxonmobil Res & Eng Co Wax flow viscosity for fuels
CN111530380B (zh) 2019-03-15 2021-02-02 南京延长反应技术研究院有限公司 一种重油加氢制备船舶燃料的微界面强化反应系统及方法
KR20220033467A (ko) 2019-05-15 2022-03-16 스티퍼 에너지 에이피에스 탄화수소 함유 화석 및 재생가능 성분의 블렌드 및 이러한 블렌드의 생성 방법
US11236281B2 (en) 2019-06-10 2022-02-01 Chevron U.S.A. Inc. Production of stable fuel oils
JP7321790B2 (ja) 2019-06-25 2023-08-07 日揮触媒化成株式会社 重質油の水素化処理方法
US20190338205A1 (en) 2019-07-15 2019-11-07 Duke Technologies, Llc Heavy Fuel Oil Product
WO2021015810A1 (en) 2019-07-22 2021-01-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur fuel with adequate combustion quality
US11261387B2 (en) 2019-07-23 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Fuel oil conversion
US11248176B2 (en) 2019-08-28 2022-02-15 Saudi Arabian Oil Company Low-sulfur aromatic-rich fuel oil blending component
KR20210039743A (ko) 2019-10-02 2021-04-12 현대오일뱅크 주식회사 초저황 연료유의 제조방법 및 그로부터 얻어지는 초저황 연료유
WO2021094645A1 (en) 2019-11-15 2021-05-20 Neste Oyj Production of paraffinic products
US11168266B2 (en) 2019-11-21 2021-11-09 Saudi Arabian Oil Company Heavy aromatic solvents for catalyst reactivation
US11384301B2 (en) 2020-02-19 2022-07-12 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
JP2020122150A (ja) 2020-04-01 2020-08-13 マウェタール エルエルシー 船舶からの硫黄を含有する排出の低減方法
US11485920B2 (en) 2020-05-22 2022-11-01 ExxonMobil Technology and Engineering Company Ultra low sulfur marine fuel compositions
US10899983B1 (en) 2020-05-22 2021-01-26 Exxonmobil Research And Engineering Company High napthenic content marine fuel compositions
US11396633B2 (en) 2020-05-22 2022-07-26 ExxonMobil Technology and Engineering Company High napthenic content marine fuel compositions

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2149888C1 (ru) * 1999-04-07 2000-05-27 Уфимский государственный нефтяной технический университет Способ получения судового маловязкого топлива
RU2339680C2 (ru) * 2003-07-09 2008-11-27 Институто Мехикано Дель Петролео Способ каталитической гидрообработки тяжелых углеводородов нефти и продукт, полученный данным способом
US20130161237A1 (en) * 2011-08-31 2013-06-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing of heavy hydrocarbon feeds
US20130068657A1 (en) * 2011-09-15 2013-03-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Two phase hydroprocessing process as pretreatment for three-phase hydroprocessing process
US20140231200A1 (en) * 2011-09-21 2014-08-21 Shigeo Katayama Shock absorber
US20160160139A1 (en) * 2014-12-04 2016-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine bunker fuels and methods of making same
RU2596868C1 (ru) * 2015-06-10 2016-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез", (ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез") Способ получения экологически чистого судового маловязкого топлива

Also Published As

Publication number Publication date
KR102641653B1 (ko) 2024-02-27
US20180355263A1 (en) 2018-12-13
JP7189892B2 (ja) 2022-12-14
KR20230037066A (ko) 2023-03-15
CA3052649A1 (en) 2018-08-16
US10584287B2 (en) 2020-03-10
JP2020507670A (ja) 2020-03-12
US20190016972A1 (en) 2019-01-17
CA3142574C (en) 2023-12-12
ZA201905400B (en) 2020-06-24
US20230098572A1 (en) 2023-03-30
KR20190124724A (ko) 2019-11-05
CA3052981A1 (en) 2018-08-16
US11441084B2 (en) 2022-09-13
US20230103802A1 (en) 2023-04-06
JP7465248B2 (ja) 2024-04-10
US20240150662A1 (en) 2024-05-09
EP4303286A3 (en) 2024-03-27
US20200224108A1 (en) 2020-07-16
US10655074B2 (en) 2020-05-19
RU2746591C2 (ru) 2021-04-16
US20200095508A1 (en) 2020-03-26
BR112019016636A2 (pt) 2020-04-07
US10961468B2 (en) 2021-03-30
RU2021103536A (ru) 2021-03-31
MX2019009486A (es) 2019-12-16
US11345863B2 (en) 2022-05-31
KR20200015853A (ko) 2020-02-12
CN116731756A (zh) 2023-09-12
JP2020507671A (ja) 2020-03-12
BR112019016636B1 (pt) 2023-10-24
KR102691191B1 (ko) 2024-08-05
US11912945B2 (en) 2024-02-27
US20190256784A1 (en) 2019-08-22
CA3052981C (en) 2023-05-02
US20200199463A1 (en) 2020-06-25
JP2021105182A (ja) 2021-07-26
US20200095509A1 (en) 2020-03-26
KR102641652B1 (ko) 2024-02-28
SG11201907353PA (en) 2019-09-27
US11447706B2 (en) 2022-09-20
KR102568457B1 (ko) 2023-08-21
EP3580313C0 (en) 2023-07-26
US20190382668A1 (en) 2019-12-19
CN110462004A (zh) 2019-11-15
KR20220042475A (ko) 2022-04-05
US20240043757A1 (en) 2024-02-08
EP3579947A4 (en) 2020-07-22
US10563133B2 (en) 2020-02-18
ECSP19066229A (es) 2019-10-31
US20180230387A1 (en) 2018-08-16
CA3130931A1 (en) 2018-08-16
JP7000460B2 (ja) 2022-01-19
US20200199462A1 (en) 2020-06-25
US10876053B2 (en) 2020-12-29
EP3580313A1 (en) 2019-12-18
SG11201907348WA (en) 2019-09-27
CN115011385A (zh) 2022-09-06
KR20240029559A (ko) 2024-03-05
US10533141B2 (en) 2020-01-14
ES2960002T3 (es) 2024-02-29
US10308884B2 (en) 2019-06-04
KR20190116992A (ko) 2019-10-15
RU2019126421A3 (ru) 2021-02-24
KR20220044217A (ko) 2022-04-06
US20190016974A1 (en) 2019-01-17
CN110461439B (zh) 2023-03-21
US10563132B2 (en) 2020-02-18
KR102641348B1 (ko) 2024-02-28
US11530360B2 (en) 2022-12-20
US20200131443A1 (en) 2020-04-30
US20190010408A1 (en) 2019-01-10
US11021662B2 (en) 2021-06-01
ECSP19060582A (es) 2019-11-30
EP3579947A1 (en) 2019-12-18
EP3696251A1 (en) 2020-08-19
KR20200015854A (ko) 2020-02-12
US20190010406A1 (en) 2019-01-10
EP3580313A4 (en) 2020-11-18
EP4303286A2 (en) 2024-01-10
US20190010407A1 (en) 2019-01-10
US20180340126A1 (en) 2018-11-29
JP7419289B2 (ja) 2024-01-22
KR20210002362A (ko) 2021-01-07
US20210292661A1 (en) 2021-09-23
KR20220018080A (ko) 2022-02-14
US20180230389A1 (en) 2018-08-16
JP2022000526A (ja) 2022-01-04
EP3580313B1 (en) 2023-07-26
KR102636831B1 (ko) 2024-02-14
RU2021103536A3 (ru) 2021-07-27
MX2019009477A (es) 2020-01-20
RU2743530C1 (ru) 2021-02-19
US20190002772A1 (en) 2019-01-03
CA3052649C (en) 2021-11-09
US20190233741A1 (en) 2019-08-01
CA3142574A1 (en) 2018-08-16
US11203722B2 (en) 2021-12-21
WO2018148681A1 (en) 2018-08-16
WO2018148675A1 (en) 2018-08-16
BR112019016659A2 (pt) 2020-04-07
US20190010405A1 (en) 2019-01-10
US20210284919A1 (en) 2021-09-16
CO2019009842A2 (es) 2019-09-18
KR20210002361A (ko) 2021-01-07
RU2019126421A (ru) 2021-02-24
JP2023080221A (ja) 2023-06-08
US10836966B2 (en) 2020-11-17
US11560520B2 (en) 2023-01-24
US20230002685A1 (en) 2023-01-05
US20200140765A1 (en) 2020-05-07
SG10201913842QA (en) 2020-03-30
ZA201905399B (en) 2021-01-27
US20210238487A1 (en) 2021-08-05
US10954456B2 (en) 2021-03-23
US11492559B2 (en) 2022-11-08
CN110461439A (zh) 2019-11-15
KR20220044218A (ko) 2022-04-06
US11884883B2 (en) 2024-01-30
CO2019009832A2 (es) 2019-09-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2768712C2 (ru) Способ уменьшения загрязнения окружающей среды исходным сырьем тяжелого судового жидкого топлива и устройство для его осуществления
US20230109088A1 (en) Heavy Marine Fuel Oil Composition