SU1181522A3 - Каталитическа система дл гидрообработки нефт ных фракций и способ гидрообработки нефт ных фракций - Google Patents
Каталитическа система дл гидрообработки нефт ных фракций и способ гидрообработки нефт ных фракций Download PDFInfo
- Publication number
- SU1181522A3 SU1181522A3 SU813279154A SU3279154A SU1181522A3 SU 1181522 A3 SU1181522 A3 SU 1181522A3 SU 813279154 A SU813279154 A SU 813279154A SU 3279154 A SU3279154 A SU 3279154A SU 1181522 A3 SU1181522 A3 SU 1181522A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- catalyst
- petroleum fractions
- catalytic system
- cobalt
- molybdenum
- Prior art date
Links
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims 4
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- FZZACAFXVBODJN-UHFFFAOYSA-N 2,2-dichloro-5-(2-phenylethyl)-4-trimethylsilylfuran-3-one Chemical compound O1C(Cl)(Cl)C(=O)C([Si](C)(C)C)=C1CCC1=CC=CC=C1 FZZACAFXVBODJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910020630 Co Ni Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P ammonium molybdate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-][Mo]([O-])(=O)=O APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 229940010552 ammonium molybdate Drugs 0.000 description 1
- 235000018660 ammonium molybdate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011609 ammonium molybdate Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- UFMZWBIQTDUYBN-UHFFFAOYSA-N cobalt dinitrate Chemical compound [Co+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O UFMZWBIQTDUYBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001981 cobalt nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/04—Mixing
-
- 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
- B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
- B01J35/19—Catalysts containing parts with different compositions
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Каталитическа система дл гидрообработки нефт ных фракций, содержащих т желые н-парафины, включающа катализатор гидроконверсии, содержащий 4 мае , % никел или кобальта и 11 мае.% молибдена на алюмосиликатном носителе, содержащем. 10-60 мас.% двуокиси кремни и 4090 мас.% окиси алюмини , отличающа с тем, что, с целью повьшени стабильности, она дополнительно включает катализатор ги 1;рообессеривани , содержащий 2,2 мас.% кобальта и 12 мас.% молибдена на окиси алюмини , содержащей 0,52 ,0 мас.% двуокиси кремни , при следующем соотношении катализатора, мас.%: Катализатор гидроконверсии ,50-90 Катализатор гидрообессериванн 10-50 2 . Способ гидрообработки нефт ных фракций, содержащих т желые И-парафины, путем обработки нефт ных фракций при 390-450°С с объемной скоростью подачи жидкости 1 при давлений 30 бар и мол рном отношении водорода и углеводорода, рлвном 4, в присутствии каталитической системы, включающей катализатор гидроконверсии , содержащий 4 мас,% нике§ л или кобальта, 11 мас.% молибдена (Л на алюмосиликатном носителе, содержащем 10-60 мае.% двуокиси кремни : и 40-90 мас.% окиси алюмини , отличающийс тем, что, с целью повышени текучести нефт ных фракций гидрообработку осуществл ют в присутствии каталитической системы , дополнительно включающей катализатор гидрробессеривани , содержащий 2,2 мае.% кобальта и 12 мае.% молибдена на окиси алюмини , содержащей 0,5-2,0 мас.% двуокиси кремни , при следующем соотношении катализаторов , мас.%; Катализатор гидроконверсии50-90 Катализатор гидро-, обессеривани 10-50 при этом оба катализатора используют в виде отдельных слоев, катализаTop гидрообессеривани расположен над катализатором гидроко1 вереии.
Description
1118 Изобретение относитс к каталитической системе дл гидрообработки нефт ных фракций, содержащих т желые Н-парафины, и к способу гидрообработки нефт ных фракций с использованием этой каталической системы, Цель изобретени - повышение стабильности системы, а также повышение текучести нефт ных фракций. Используемые загрузки представл ют собой нефт ные дизельные фракции. Характеристики этих дизельных топлив приведены в табл, 1, I.Таблица1 Показатели Дизельное топливо 1 I 2
0,875
0,850
1,84
1,4314 4
20
Разгонка по ASTM,
Содержание, мас,%, комКатализатор
понентов
SiOg
Со Ni
Мо
4 116040
-4 114060
4 112575
- -4 111090
4 О 112575 Эти услови обеспечивают очень низкое (24 бар) давление водорода дл этого типа реакции, что благопри тствует протеканию реакций дезактивации коксообразовани на катализаторе . Катализаторы гидроконверсии, примененные в примере 1, относ тс к типу В, их готов т сухой пропиткой окиси.кремни - окиси алюмини , с различным содержанием окиси алюмини , молибдатом аммони и нитратом никел или кобальта. Полученные таким образом катализаторы прокаливают при 500 С и осерн ют в реакторе. Содержание компонентов в катализаторах типа В приведено в табл, 2. I Таблица2
Примечани е.ПТФ - преде на темпера тура фильтруемости; ТП - точка помутнени , Пример 1. Обрабатывают дизельное топливо. 1 в следующих рабочих услови х: общее давление 30 бар; мол рное отношение водород углеводород равно 4; объемна скорость 1 ; температура между 390 и , Активность катализаторов оценивают указанием степеней обессеривани (ГОС), полученных таким образом, чтобы получить соответствуюг1ие понижени предельной температуры фильтруемости (ДПТФ) и точки помутнени (л ТП) . Понижение измер етс в градусах как разница между соответствующими величинами у исходной загрузки и выход щей жидкости. Результаты приведены в табл, 3 в зависимости от длительности опыта и температуры реакции , Лп сохранени посто нными рабочих характеристик катализатора регулируют температуру в зависимости от времени. Следовательно, нужно выражать скорость дезактивации по отношению к ПТФ и ГП:
410
10 425
20 435
40 415
80 420
90 440
120 415
120 430
160 435
190 410
. 40 420
50
420
70 410
10
. 410
20 420
40
Как видно из табл. 3 использование катализаторов: металл группы У1 и металл группы УШ на окиси крем и окиси алюмини , позвол ет улучшить .свойства текучести дизельных топлив , но необходимо со временем повьшать температуру реакции дл сохранени посто нной активности ката|лизаторов в отношении свойств теку- чести загрузки, в то же врем актив-: ность по гидрообессериванию падает,Пример 2. Использованный Ka- тализатор гидрорбессериваии пред90% 1S+10% А 10.
415
425
30
425
60
ТаблицаЗ
0,83
4 5 5 6 6 5 6 6 6 5
5 6 6 6 7 6 7 7 7 6
0,6
0,30
0,33
0,3
ставл ет собой катализатор, примен ющийс дл гидрообессеривани дизельных ТОШ1ИВ, состо щий из 2,2 мас,% Со и 12 мас,% Мо на некислотной окиси алюмини , т.е. содержащей от 0,5 до 2,0 мас.% двуокиси кремни .
Каталитический слой состоит из 10% катализатора А гидрообессеривани при содержании0,5 .мас.% SiOj, размещенного в верхней части реактора , и 90% катализатора В (см. ).
k а б л и ц а 4
0,2
85
86
84
415
В+10% А 10 30 60 415 415 435
ЗВ+10% А 190 435 230 445
250 50 70 410
4В+10% А 415 420
120 10 20 40 10 410
5В+10% А 410 410 410 410
20 60 410 П р и м е р 3, Ассоциаци катализатора А и В в оптимальньпс пропорци х , позвол юща сразу продлить срок службы десульфирующей (обессери вающей) функции, а также гидроконверсии может быть объ снена значительно меньпшм коксообразованием на катализаторе В. Это может быть подтверждено при окислительной регенерации катализаторов В; одних или в сложной системе А+В, в одинаковых рабочих услови х, с одними -и теми же загрузками и в те чение одного и того же времени. Регенераци вл етс традиционной и состоит в использовании смеси воздух + азот, при изменении пропорции кислорода в смеси от 3 до 20%. Температура начала регенерации находитс между 300 и , конечна температура находитс между 450
Продолжение табл.4.
5
6 6
6
6
7
0,16
6
7
7
8
6
7
0,15
5
5
6
7
5
8
5
4
4
3
5
4
1
2
1
1
О
2 и 550°С. Во врем этой операции след т, чтобы ни в какой момент температура в слое не превышала величины 550С. Установлено, что в случае одного катализатора В врем сжигани больше и максимальна наблюдаема температура равна . В случае смеси А+В врем , необходимое дл полного выжигани кокса, снижаетс и максимальна наблюдаема температура снижаетс на . в табл. 5 приведены результаты сравнительной регенерации. Т а б л и ц а 5 После регенерации установлено, что каталитичесКа система содержит единаковое количество остаточного углерода. П р и м е р А. Каталитический .5 слой образован измен емым количестПример 5. Испытанию подвергают каталитические системы, включающие катализатор гидроконверсии 90% 5В и катализаторы гидрообессеривани следукмцего состава, %;
А - СО 2,2. Мо 12 (Al20,cO,5%
SiO.2.)
Таблицаб
А,- СО 2,2 Мо 12 (AljO с 1,255
SiOy) А.- СО 2,2 Мо 12 (AljOs с 2,0/5
SiOj)
Результаты испытани сведены
табл. 7, , «
Т а б л и ц а 7 вом катализатора А, расп6л(эженным в верхней части реактора и дополненным до 100 коли чеством катализатора В (см.табл . 6).
10 20 4.0 10 20 40
90% 5В+10% А
90% 5В+10% А,
Продолжение табл.7,
95 94 94 95 94 94
0,07
4 3 3 4 3 3
5 4 4 5 4 4
0,13
Claims (2)
1. Каталитическая система для гидрообработки нефтяных фракций, содержащих тяжелые н-парафины, включающая катализатор гидроконверсии, содержащий 4 масД никеля или кобальта и 11 мае.% молибдена на алюмосиликатном носителе, содержащем 10-60 мас.% двуокиси кремния и 4090 мае,% окиси алюминия, отличающаяся тем, что, с целью повышения стабильности, она дополнительно включает катализатор гидрообессеривания, содержащий 2,2 мае. 2! кобальта и 12 мае. £ молибдена на окиси алюминия, содержащей 0,52,0 мас.% двуокиси кремния, при следующем соотношении катализатора, мас.%:
Катализатор гидроконверсии, 50-90
Катализатор гидрообессеривания 10-50
2.· Способ гидрообработки нефтяных фракций, содержащих тяжелые И-парафины, путем обработки нефтяных 'фракций при 390-450°С с объемной скоростью подачи жидкости 1 •χΓ* при давлений 30 бар и молярном отношении водорода и углеводорода, равном 4, в присутствии каталитической "системы, включающей катализатор гидроконверсии, содержащий 4 масД никеля или кобальта, 11 мас.% молибдена на алюмосиликатном носителе, содержащем 10-60 мае.% двуокиси кремния :
'и 40-90 мае. 7 окиси алюминия, отличающийся тем, что, с целью повышения текучести нефтяных фракций, гидрообработку осуществляют в присутствии каталитической системы, дополнительно включающей катализатор гидрообессеривания, содержащий 2,2 мас.% кобальта и 12 мас.% молибдена на' окиси алюминия, содержащей 0,5-2,0 мас.& двуокиси кремния, при следующем соотношении катализ а торов , мае . % :
катализатор гидроконверсии 50-90
Катализатор гидро-.
обессеривания 10-50
при этом оба катализатора используют в виде отдельных слоев, катализатор гидрообессеривания расположен над катализатором гидроконверсии.
1
1 181522.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8010307A FR2482126A1 (fr) | 1980-05-08 | 1980-05-08 | Amelioration de la stabilite des catalyseurs d'hydrotraitement catalytique des coupes petrolieres |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1181522A3 true SU1181522A3 (ru) | 1985-09-23 |
Family
ID=9241766
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU813279154A SU1181522A3 (ru) | 1980-05-08 | 1981-05-07 | Каталитическа система дл гидрообработки нефт ных фракций и способ гидрообработки нефт ных фракций |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US4363719A (ru) |
| JP (1) | JPS573887A (ru) |
| BE (1) | BE888716A (ru) |
| CA (1) | CA1160975A (ru) |
| DE (1) | DE3118352A1 (ru) |
| FR (1) | FR2482126A1 (ru) |
| GB (1) | GB2075358B (ru) |
| IT (1) | IT1142018B (ru) |
| NL (1) | NL8102241A (ru) |
| SE (1) | SE449756B (ru) |
| SU (1) | SU1181522A3 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444406C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2012-03-10 | Ифп | Катализаторы гидродеметаллирования и гидродесульфуризации и применение в способе соединения в одном составе |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4773987A (en) * | 1986-06-13 | 1988-09-27 | Mobil Oil Corporation | Shape-selective conversion of organic feedstock using clathrate group tectosilicates |
| US4867862A (en) * | 1987-04-20 | 1989-09-19 | Chevron Research Company | Process for hydrodehazing hydrocracked lube oil base stocks |
| DE68911856T2 (de) * | 1988-10-19 | 1994-06-01 | Res Ass Petroleum Alternat Dev | Verfahren zur Hydrogenierung von Schwerölen. |
| US4990243A (en) * | 1989-05-10 | 1991-02-05 | Chevron Research And Technology Company | Process for hydrodenitrogenating hydrocarbon oils |
| US5071805A (en) * | 1989-05-10 | 1991-12-10 | Chevron Research And Technology Company | Catalyst system for hydrotreating hydrocarbons |
| JP2567291B2 (ja) * | 1990-03-28 | 1996-12-25 | 株式会社コスモ総合研究所 | 炭化水素油の水素化処理方法 |
| US5565086A (en) * | 1994-11-01 | 1996-10-15 | Exxon Research And Engineering Company | Catalyst combination for improved wax isomerization |
| US5865985A (en) * | 1997-02-14 | 1999-02-02 | Akzo Nobel Nv | Process for the production of diesel |
| EP0870817A1 (en) | 1997-04-11 | 1998-10-14 | Akzo Nobel N.V. | Process for effecting deep HDS of hydrocarbon feedstocks |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3431194A (en) * | 1966-10-14 | 1969-03-04 | Exxon Research Engineering Co | Process for lowering the pour point of a middle distillate |
| FR2017966A1 (en) * | 1968-08-14 | 1970-05-29 | Chevron Res | Preparation of a catalyst for the hydrocracking of - hydrocarbons |
| US3804747A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-16 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocarbon conversion with catalyst mixture of x and y zeolites |
| US3684691A (en) * | 1969-12-29 | 1972-08-15 | William F Arey Jr | Dewaxing process wherein relatively small pore size crystalline aluminosilicate zeolites are used to chemically convert n-paraffins in hydrocarbon oils |
| US3730878A (en) * | 1971-03-04 | 1973-05-01 | Universal Oil Prod Co | Hydrocarbon conversion catalyst |
| US4028223A (en) * | 1974-11-08 | 1977-06-07 | Uop Inc. | Guard beds in hydrocarbon conversion with an acidic multimetallic catalytic composite |
| 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 |
| JPS5814257B2 (ja) * | 1975-04-18 | 1983-03-18 | 三菱油化株式会社 | スイソテンカシヨクバイノセイゾウホウ |
| US4057488A (en) * | 1976-11-02 | 1977-11-08 | Gulf Research & Development Company | Catalytic pour point reduction of petroleum hydrocarbon stocks |
| US4210521A (en) * | 1977-05-04 | 1980-07-01 | Mobil Oil Corporation | Catalytic upgrading of refractory hydrocarbon stocks |
| US4139493A (en) * | 1977-08-03 | 1979-02-13 | Union Oil Company Of California | Silica-promoted hydrofining catalyst and process |
| NL7713122A (nl) * | 1977-11-29 | 1979-05-31 | Shell Int Research | Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstoffen. |
| US4238316A (en) * | 1978-07-06 | 1980-12-09 | Atlantic Richfield Company | Two-stage catalytic process to produce lubricating oils |
| US4212771A (en) * | 1978-08-08 | 1980-07-15 | Exxon Research & Engineering Co. | Method of preparing an alumina catalyst support and catalyst comprising the support |
| EP0018777B1 (en) * | 1979-05-02 | 1983-10-05 | Mobil Oil Corporation | Catalytic upgrading of refractory hydrocarbon stocks |
-
1980
- 1980-05-08 FR FR8010307A patent/FR2482126A1/fr active Granted
-
1981
- 1981-04-28 US US06/258,321 patent/US4363719A/en not_active Expired - Fee Related
- 1981-05-05 SE SE8102812A patent/SE449756B/sv not_active IP Right Cessation
- 1981-05-06 JP JP6807981A patent/JPS573887A/ja active Granted
- 1981-05-06 GB GB8113772A patent/GB2075358B/en not_active Expired
- 1981-05-07 NL NL8102241A patent/NL8102241A/nl not_active Application Discontinuation
- 1981-05-07 BE BE0/204720A patent/BE888716A/fr not_active IP Right Cessation
- 1981-05-07 CA CA000377118A patent/CA1160975A/fr not_active Expired
- 1981-05-07 SU SU813279154A patent/SU1181522A3/ru active
- 1981-05-08 DE DE19813118352 patent/DE3118352A1/de not_active Ceased
- 1981-05-08 IT IT21575/81A patent/IT1142018B/it active
-
1982
- 1982-01-28 US US06/343,454 patent/US4409130A/en not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Томас. Промыпшенные каталитические процессы и эффективные катализаторы. -М.: Ifep, 1973, с. 239-256, Патент US № 3125502, кл. 208-59, опублик. 1964. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444406C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2012-03-10 | Ифп | Катализаторы гидродеметаллирования и гидродесульфуризации и применение в способе соединения в одном составе |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE3118352A1 (de) | 1982-06-24 |
| NL8102241A (nl) | 1981-12-01 |
| CA1160975A (fr) | 1984-01-24 |
| GB2075358B (en) | 1984-09-05 |
| SE449756B (sv) | 1987-05-18 |
| FR2482126A1 (fr) | 1981-11-13 |
| US4363719A (en) | 1982-12-14 |
| IT8121575A0 (it) | 1981-05-08 |
| JPH0372676B2 (ru) | 1991-11-19 |
| BE888716A (fr) | 1981-08-28 |
| FR2482126B1 (ru) | 1985-05-24 |
| GB2075358A (en) | 1981-11-18 |
| JPS573887A (en) | 1982-01-09 |
| US4409130A (en) | 1983-10-11 |
| IT1142018B (it) | 1986-10-08 |
| SE8102812L (sv) | 1981-11-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1151216A3 (ru) | Способ обессеривани крекинг-бензина | |
| US6221239B1 (en) | Process for transforming a gas oil cut to produce a dearomatised and desulphurised fuel with a high cetane number | |
| US4132632A (en) | Selective hydrodesulfurization of cracked naphtha | |
| JP4977299B2 (ja) | ナフサ脱硫のための多段水素化処理方法 | |
| JPH04226191A (ja) | ディーゼル沸点範囲炭化水素の芳香族炭化水素飽和方法 | |
| SU1181522A3 (ru) | Каталитическа система дл гидрообработки нефт ных фракций и способ гидрообработки нефт ных фракций | |
| JP2003515659A (ja) | メルカプタンの形成を低減したナフサの脱硫 | |
| AU2001249836A1 (en) | Staged hydrotreating method for naphtha desulfurization | |
| JP2006035051A (ja) | 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 | |
| US6197718B1 (en) | Catalyst activation method for selective cat naphtha hydrodesulfurization | |
| KR100202205B1 (ko) | 접촉 분해 가솔린의 탈황방법 | |
| US4073718A (en) | Process for the hydroconversion and hydrodesulfurization of heavy feeds and residua | |
| KR100851142B1 (ko) | Ｍ41ｓ 및 황 흡수제를 사용한 약용 백색유의 제조방법 | |
| JPH08209154A (ja) | 接触分解ガソリンの脱硫処理方法 | |
| JP2005528468A (ja) | ナフサストリームの選択的水素化脱硫 | |
| US4769129A (en) | Method for hydroprocessing hydrocarbon-based charges | |
| CN102614889B (zh) | 一种加氢处理催化剂及其应用 | |
| JP2009096830A (ja) | ガソリン基材の製造方法及びガソリン | |
| US6299758B1 (en) | Low sulfur gas oil | |
| JP3398273B2 (ja) | 接触分解ガソリンの脱硫方法 | |
| JP4272760B2 (ja) | 炭化水素油の水素化分解及び脱硫用触媒並びに水素化分解及び脱硫方法 | |
| JP2958238B2 (ja) | 低硫黄・低粘度アスファルト留分並びに重油またはアスファルトの製造方法 | |
| JPH06184558A (ja) | 重質炭化水素の水素化処理方法 | |
| KR20210031133A (ko) | 수소처리 잔사유를 활용한 저유황 해상연료유 | |
| JPS60255145A (ja) | 重質油改質触媒 |