RU2082749C1 - Method of hydrofining petroleum fractions - Google Patents
Method of hydrofining petroleum fractions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2082749C1 RU2082749C1 RU95121611A RU95121611A RU2082749C1 RU 2082749 C1 RU2082749 C1 RU 2082749C1 RU 95121611 A RU95121611 A RU 95121611A RU 95121611 A RU95121611 A RU 95121611A RU 2082749 C1 RU2082749 C1 RU 2082749C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- oxide
- temperature
- containing gas
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 38
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus hexaoxide Chemical compound O1P(O2)OP3OP1OP2O3 VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 18
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 12
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 7
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 229910003296 Ni-Mo Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам гидроочистки дистиллятных нефтяных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. The invention relates to methods for hydrotreating distillate oil fractions and can be used in the refining industry.
Известен процесс гидрообессеривания в реакторе, содержащем два слоя катализатора. Known process desulfurization in a reactor containing two catalyst layers.
Гидрообессеривание нефтяных фракций осуществляют в реакторе, в котором два слоя катализатора расположены последовательно на разных уровнях. Вначале сырье контактирует с катализатором, содержащим 8-20% металлов VI-VIII групп Периодической системы (Со-Мо, Ni-Mo, Ni-W, Ni-Co-Mo) на Al2O3, а затем с аналогичным катализатором, но промотированным металлом IV группы Периодической системы (Тi) в количестве 2,5-8%
Гидроочистку проводят при 343-427oС, парциальном давлении Р 70-210 ат, объемной скорости Vc 0,2-1,25 ч-1, скорости циркуляции водорода 360-1780 нм3/м3 сырья и мольном соотношении водород:сырье, равном 4-80:1. При пропускании сырья над непромотированным катализатором степень удаления серы и металлов достигает > 80% [1]
Недостатком известного способа является то, что при давлении менее 45 ати и объемной скорости более 2,0 ч-1 не обеспечивается получение гидрогенизата с содержанием сернистых соединений менее 0,05% С целью получения нужной глубины удаления серы процесс проводят при высоком давлении и пониженной объемной скорости.Hydrodesulfurization of oil fractions is carried out in a reactor in which two catalyst beds are arranged sequentially at different levels. Initially, the feed is contacted with a catalyst containing 8-20% of metals of groups VI-VIII of the Periodic system (Co-Mo, Ni-Mo, Ni-W, Ni-Co-Mo) on Al 2 O 3 , and then with a similar catalyst, but promoted metal of group IV of the Periodic system (Ti) in an amount of 2.5-8%
Hydrotreating is carried out at 343-427 o C, a partial pressure of P 70-210 at, a space velocity V c of 0.2-1.25 h -1 , the speed of circulation of hydrogen 360-1780 nm 3 / m 3 raw materials and a molar ratio of hydrogen: raw materials equal to 4-80: 1. When passing raw materials over unpromoted catalyst, the degree of removal of sulfur and metals reaches> 80% [1]
The disadvantage of this method is that at a pressure of less than 45 atm and a space velocity of more than 2.0 h -1, it is not possible to obtain a hydrogenate with a sulfur content of less than 0.05%. In order to obtain the desired depth of sulfur removal, the process is carried out at high pressure and reduced volumetric speed.
Известен процесс гидроочистки, который ведут в проточном режиме в двух последовательно соединенных зонах. Катализатор гидроочистки в 1 зоне содержит, Ni 2-4; Мо 8-15; Р 1-4. Катализатор II зоны содержит, Со и/или Ni 2-4; Мо 8-15 и Р 0,5. В качестве носителя используют Аl2О3. Данный процесс также не обеспечивает достаточной степени гидрообессеривания.Known hydrotreatment process, which is carried out in flow mode in two series-connected zones. The hydrotreating catalyst in 1 zone contains, Ni 2-4; Mo 8-15; P 1-4. The zone II catalyst contains Co and / or Ni 2-4; Mo 8-15 and P 0.5. As a carrier, Al 2 O 3 is used . This process also does not provide a sufficient degree of hydrodesulfurization.
Известен также процесс гидрообработки вакуумного газойля, который осуществляют на катализаторе, содержащем, NiO 1-8; МоО3 5-30; Р2О5 6-38 и Al2O3 до 100. Степень обессеривания составляет 88% Условия процесса: температура 380-400oС, давление 52 ати, объемная скорость подачи сырья 0,7 ч-1. Катализатор сохраняет активность в течение 6 мес и имеет следующие физико-химические характеристики: Sуд 140-250 м2/г, Vпор 0,4-0,75 см3/г. Соотношение Р(Мо+Ni) 0,7-1,1 [2] Катализатор малоселективен по выходу средних дистиллятов, имеет невысокую степень обессеривания и срок службы.Also known is the process of hydrotreating a vacuum gas oil, which is carried out on a catalyst containing NiO 1-8; MoO 3 5-30; P 2 O 5 6-38 and Al 2 O 3 to 100. The degree of desulfurization is 88%. Process conditions: temperature 380-400 o C, pressure 52 atm, bulk feed rate 0.7 h -1 . The catalyst remains active for 6 months and has the following physicochemical characteristics: S beats 140-250 m 2 / g, V then 0.4-0.75 cm 3 / g. The ratio of P (Mo + Ni) 0.7-1.1 [2] The catalyst is poorly selected for the output of middle distillates, has a low degree of desulfurization and service life.
Изобретение направлено на разработку процесса гидроочистки нефтяных фракций, обеспечивающего высокую гидрообессеривающую активность. The invention is directed to the development of a process for hydrotreating oil fractions, providing high hydrodesulfurization activity.
Поставленная задача решается заявляемым способом гидроочистки нефтяных фракций, включающим контактирование исходного сырья при повышенных температуре и давлении с катализатором, содержащим, мас. оксид никеля 2,5-4,0; оксид молибдена 8,0-11,0; оксид фосфора 0,5-1,3; оксид бора 0,3-1,0 и предварительно обработанным последовательно элементарной серой в количестве 1,0-2,5% от массы катализатора при температуре 120-140oС и сероводородсодержащим газом при температуре 150-250oС.The problem is solved by the claimed method of hydrotreating oil fractions, including contacting the feedstock at elevated temperature and pressure with a catalyst containing, by weight. nickel oxide 2.5-4.0; molybdenum oxide 8.0-11.0; phosphorus oxide 0.5-1.3; boron oxide 0.3-1.0 and pre-treated sequentially with elemental sulfur in an amount of 1.0-2.5% by weight of the catalyst at a temperature of 120-140 ° C. and a hydrogen sulfide-containing gas at a temperature of 150-250 ° C.
Процесс гидроочистки осуществляют при температуре 335-375oС, давлении 3,5-4,5 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,5-4,0 ч-1, кратности циркуляции водородсодержащего газа 200-300 нл/л.The hydrotreatment process is carried out at a temperature of 335-375 o C, a pressure of 3.5-4.5 MPa, a volumetric feed rate of 2.5-4.0 h -1 , the multiplicity of the circulation of hydrogen-containing gas 200-300 nl / L.
Отличие заявляемого способа заключается в том, что в процессе гидроочистки используют катализатор, дополнительно содержащий оксид бора в заявляемом соотношении, а также в предварительной обработке катализатора последовательно элементарной серой в количестве 1,0-2,5% от массы катализатора при 120-140oС и сероводородсодержащим газом при 150-250oС.The difference of the proposed method lies in the fact that in the hydrotreatment process a catalyst is used, additionally containing boron oxide in the claimed ratio, as well as in preliminary processing of the catalyst sequentially with elemental sulfur in an amount of 1.0-2.5% by weight of the catalyst at 120-140 o C and hydrogen sulfide-containing gas at 150-250 o C.
Пример 1. Исходное сырье прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале температур 180-356oС и содержащую 0,75% сернистых соединений, смешивают с водородсодержащим газом и направляют в реактор гидроочистки со стационарным слоем катализатора следующего состава, мас. NiO 3,5; МоО3 9,5; Р2О5 0,8; В2О5 0,7; Аl2О3 остальное.Example 1. The feedstock straight run diesel fraction, boiling in the temperature range 180-356 o With and containing 0.75% sulfur compounds, mixed with hydrogen-containing gas and sent to the hydrotreatment reactor with a stationary catalyst layer of the following composition, wt. NiO 3.5; MoO 3 9.5; P 2 O 5 0.8; B 2 O 5 0.7; Al 2 O 3 the rest.
В верхней части катализатора слоями загружают элементарную серу в количестве 1,0% от массы катализатора и нагревают до 120oС.In the upper part of the catalyst in layers load elemental sulfur in an amount of 1.0% by weight of the catalyst and heated to 120 o C.
Затем температуру повышают до 180oС и катализатор обрабатывают сероводородсодержащим газом.Then the temperature is raised to 180 ° C. and the catalyst is treated with a hydrogen sulfide-containing gas.
Процесс гидроочистки осуществляют в следующих условиях: давление 3,8 МПа, объемная скорость подачи сырья 2,5 ч-1, кратность циркуляции водородсодержащего газа 230 нл/л сырья, температура 350oС.The hydrotreatment process is carried out under the following conditions: pressure of 3.8 MPa, a volumetric feed rate of 2.5 h -1 , the rate of circulation of a hydrogen-containing gas of 230 nl / l of raw material, a temperature of 350 o C.
Содержание серы в продукте составило 0,04 мас. The sulfur content in the product was 0.04 wt.
Пример 2. Исходное сырье прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале, температур 180-356oС и содержащую 0,85% сернистых соединений смешивают с водородсодержащим газом и направляют в реактор гидроочистки со стационарным слоем катализатора следующего состава, мас. NiO 2,5; МоО3 11,0; Р2О5 0,5; В2О5 1,0; Аl2O3 остальное.Example 2. The feedstock straight run diesel fraction boiling in the range of temperatures of 180-356 o With and containing 0.85% sulfur compounds are mixed with hydrogen-containing gas and sent to the hydrotreatment reactor with a stationary catalyst layer of the following composition, wt. NiO 2.5; MoO 3 11.0; P 2 O 5 0.5; B 2 O 5 1.0; Al 2 O 3 the rest.
В верхней части катализатора слоями загружают элементарную серу в количестве 1,75% от массы катализатора и нагревают до 130oС.In the upper part of the catalyst, elemental sulfur is charged in layers in an amount of 1.75% by weight of the catalyst and heated to 130 o C.
Затем температуру повышают до 150oС и катализатор обрабатывают сероводородсодержащим газом.Then the temperature is raised to 150 ° C. and the catalyst is treated with a hydrogen sulfide-containing gas.
Процесс гидроочистки осуществляют в следующих условиях: давление 3,5 МПа, объемная скорость подачи сырья 3,0 ч-1, кратность циркуляции водородсодержащего газа 200 нл/л сырья, температура 375oС.The hydrotreatment process is carried out under the following conditions: pressure of 3.5 MPa, a volumetric feed rate of 3.0 h -1 , the rate of circulation of a hydrogen-containing gas of 200 nl / l of raw material, a temperature of 375 o C.
Содержание серы в продукте составило 0,030 мас. The sulfur content in the product was 0.030 wt.
Пример 3. Исходное сырье прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале температур 180-353oС и содержащую 0,8% сернистых соединений, смешивают с водородсодержащим газом и направляют в реактор гидроочистки со стационарным слоем катализатора следующего состава, мас. NiO 4,0; МоО3 8,0; Р2О5 1,3; В2О5 0,3; Аl2О3 остальное.Example 3. The feedstock straight run diesel fraction boiling in the temperature range 180-353 o With and containing 0.8% sulfur compounds, mixed with hydrogen-containing gas and sent to the hydrotreatment reactor with a stationary catalyst layer of the following composition, wt. NiO 4.0; MoO 3 8.0; P 2 O 5 1.3; B 2 O 5 0.3; Al 2 O 3 the rest.
В верхней части катализатора слоями загружают элементарную серу в количестве 2,5% от массы катализатора и нагревают до 140oС.In the upper part of the catalyst in layers load elemental sulfur in an amount of 2.5% by weight of the catalyst and heated to 140 o C.
Затем температуру повышают до 250oС и катализатор обрабатывают сероводородсодержащим газом.Then, the temperature is raised to 250 ° C. and the catalyst is treated with a hydrogen sulfide-containing gas.
Процесс гидроочистки осуществляют в следующих условиях: давление 4,5 МПа, объемная скорость подачи сырья 4,0 ч-1, кратность циркуляции водородсодержащего газа 300 нл/л сырья, температура 335oС.The hydrotreating process is carried out under the following conditions: pressure of 4.5 MPa, a volumetric feed rate of 4.0 h -1 , the rate of circulation of a hydrogen-containing gas 300 nl / l of raw material, a temperature of 335 o C.
Содержание серы в продукте составило 0,045 мас. The sulfur content in the product was 0.045 wt.
Пример 4. Исходное сырье прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале температур 180-353oС и содержащую 0,78% сернистых соединений, смешивают с водородсодержащим газом и направляют в реактор гидроочистки со стационарным слоем катализатора следующего состава, мас. NiO 3,0; МоО3 10,0; Р2О5 1,0; В2О5 0,5; Аl2О3 остальное.Example 4. The feedstock straight run diesel fraction, boiling in the temperature range 180-353 o With and containing 0.78% sulfur compounds, mixed with hydrogen-containing gas and sent to the hydrotreatment reactor with a stationary catalyst layer of the following composition, wt. NiO 3.0; MoO 3 10.0; P 2 O 5 1.0; B 2 O 5 0.5; Al 2 O 3 the rest.
В верхней части катализатора слоями загружают элементарную серу в количестве 1,5% от массы катализатора и нагревают до 125oС.In the upper part of the catalyst, elemental sulfur is loaded in layers in an amount of 1.5% by weight of the catalyst and heated to 125 o C.
Затем температуру повышают до 200oС и катализатор обрабатывают сероводородсодержащим газом.Then, the temperature was raised to 200 ° C. and the catalyst was treated with a hydrogen sulfide-containing gas.
Процесс гидроочистки осуществляют в следующих условиях: давление 4,0 МПа, кратность циркуляции водородсодержащего газа 240 нл/л, объемная скорость подачи сырья 3,5 ч-1, температура 360oС.The hydrotreating process is carried out under the following conditions: pressure 4.0 MPa, the rate of circulation of hydrogen-containing gas 240 nl / l, the volumetric feed rate of 3.5 h -1 , temperature 360 o C.
Содержание серы в продукте составило 0,042 мас. The sulfur content in the product was 0.042 wt.
Предлагаемый способ гидроочистки обеспечивает получение дизельного топлива с низким содержанием сернистых соединений при низком давлении и большой объемной скорости за счет использования катализатора оптимального состава с применением двухстадийной активации, что позволяет увеличить полноту сульфидирования и уменьшить содержание образующегося кокса на катализаторе. The proposed method of hydrotreating provides diesel fuel with a low content of sulfur compounds at low pressure and high space velocity due to the use of an optimal catalyst composition using two-stage activation, which allows to increase the completeness of sulfidation and reduce the content of coke formed on the catalyst.
Использование предложенного способа гидроочистки нефтяного сырья обеспечивает по сравнению с известными способами следующие преимущества: повышение производительности установки при получении малосернистого продукта и уменьшение энергозатрат. Using the proposed method of hydrotreating petroleum feeds provides the following advantages compared to known methods: increasing the productivity of the installation upon receipt of a low-sulfur product and reducing energy consumption.
Claims (2)
Оксид молибдена 8,0 11,0
Оксид фосфора 0,5 1,3
Оксид бора 0,3 1,0
Оксид алюминия Остальное
и предварительно обработанный последовательно элементарной серой в количестве 1,0 2,5% массы катализатора при температуре 120 140oС и сероводородсодержащим газом при температуре 150 250oС.Nickel oxide 2.5 4.0
Molybdenum oxide 8.0 11.0
Phosphorus Oxide 0.5 1.3
Boron oxide 0.3 1.0
Alumina Else
and pre-treated sequentially with elemental sulfur in an amount of 1.0 to 2.5% by weight of the catalyst at a temperature of 120 140 o C. and a hydrogen sulfide-containing gas at a temperature of 150 250 o C.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95121611A RU2082749C1 (en) | 1995-12-22 | 1995-12-22 | Method of hydrofining petroleum fractions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95121611A RU2082749C1 (en) | 1995-12-22 | 1995-12-22 | Method of hydrofining petroleum fractions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2082749C1 true RU2082749C1 (en) | 1997-06-27 |
| RU95121611A RU95121611A (en) | 1997-11-27 |
Family
ID=20174961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95121611A RU2082749C1 (en) | 1995-12-22 | 1995-12-22 | Method of hydrofining petroleum fractions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2082749C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244592C2 (en) * | 1999-02-15 | 2005-01-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Preparation of catalyst of hydrorefining |
| RU2293107C1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Ангарская нефтехимическая компания" (ОАО "АНХК") | Petroleum fraction hydrofining process |
| RU2313390C1 (en) * | 2006-10-13 | 2007-12-27 | Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук | Catalyst, method of preparation thereof (variants), and diesel fraction hydrodesulfurization process |
| RU2342995C2 (en) * | 2003-11-20 | 2009-01-10 | Эдванст Рифайнинг Текнолоджиз, Ллс. | Catalysts of hydroconversion and method of their manufacturing and application |
| RU2351634C2 (en) * | 2003-10-03 | 2009-04-10 | Альбемарл Недерландс Б.В. | Method of hydrotreating catalyst activation |
| RU2372984C2 (en) * | 2004-09-22 | 2009-11-20 | Ифп | Promotor silica-alumina catalyst and improved method of processing hydrocarbon material |
-
1995
- 1995-12-22 RU RU95121611A patent/RU2082749C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Патент США N 3968029, кл. 208-216, 1976. 2. Патент США N 47796945, кл. C 10G 45/06, 1988. 3. Патент США N 4600703, кл. B 01J 27/188, 1986. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244592C2 (en) * | 1999-02-15 | 2005-01-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Preparation of catalyst of hydrorefining |
| RU2351634C2 (en) * | 2003-10-03 | 2009-04-10 | Альбемарл Недерландс Б.В. | Method of hydrotreating catalyst activation |
| RU2342995C2 (en) * | 2003-11-20 | 2009-01-10 | Эдванст Рифайнинг Текнолоджиз, Ллс. | Catalysts of hydroconversion and method of their manufacturing and application |
| RU2372984C2 (en) * | 2004-09-22 | 2009-11-20 | Ифп | Promotor silica-alumina catalyst and improved method of processing hydrocarbon material |
| RU2293107C1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Ангарская нефтехимическая компания" (ОАО "АНХК") | Petroleum fraction hydrofining process |
| RU2313390C1 (en) * | 2006-10-13 | 2007-12-27 | Институт Катализа Им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения Российской Академии Наук | Catalyst, method of preparation thereof (variants), and diesel fraction hydrodesulfurization process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5068025A (en) | Aromatics saturation process for diesel boiling-range hydrocarbons | |
| CN101321847B (en) | Hydrofining process and hydrofined oil | |
| US4534852A (en) | Single-stage hydrotreating process for converting pitch to conversion process feedstock | |
| WO1994017157A1 (en) | Color removal with post-hydrotreating | |
| JPH10310782A (en) | Method for advanced hydrodesulfurization of hydrocarbon feedstocks | |
| CN101724426A (en) | Method for producing fine-quality diesel oil blending component by using waste plastic pyrolysis oil | |
| US4073718A (en) | Process for the hydroconversion and hydrodesulfurization of heavy feeds and residua | |
| AU3615600A (en) | Improved catalyst activation method for selective cat naphtha hydrodesulfurization | |
| RU2082749C1 (en) | Method of hydrofining petroleum fractions | |
| US4776945A (en) | Single-stage hydrotreating process | |
| CN103102940A (en) | Combined process for hydrotreatment of heavy oil | |
| CN101987967B (en) | A kind of hydrotreating method of decompression deep waxing oil | |
| CN102899082A (en) | Catalyst grading method in coal tar hydrofining process | |
| CN102311782B (en) | A method for producing diesel oil by hydrogenation and upgrading of coal tar | |
| CN101376840A (en) | Heavy fraction oil hydrotreating method | |
| CN101376841A (en) | Heavy fraction oil hydrotreating method | |
| CN100489069C (en) | Method for producing high grade of diesel oil from charking full distillate oil | |
| CN112708462B (en) | Combined process for treating heavy oil | |
| US6589418B2 (en) | Method for selective cat naphtha hydrodesulfurization | |
| CN101020843B (en) | A hydrogenation method for producing catalytic cracking feedstock | |
| US5116484A (en) | Hydrodenitrification process | |
| CN114644943A (en) | Method for producing bunker fuel oil | |
| CN111100698A (en) | Hydrocracking method for high-dry-point high-nitrogen raw oil | |
| CN103773453B (en) | A kind of inferior raw material hydroprocessing process | |
| CN1331989C (en) | Method of hydro up grading isomerizing pour point depression to produce diesel oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081223 |