[go: up one dir, main page]

RU2013108851A - MULTI-STAGE HYDRO-TREATMENT FOR THE PRODUCTION OF HIGH-OCTANA NAFTA - Google Patents

MULTI-STAGE HYDRO-TREATMENT FOR THE PRODUCTION OF HIGH-OCTANA NAFTA Download PDF

Info

Publication number
RU2013108851A
RU2013108851A RU2013108851/04A RU2013108851A RU2013108851A RU 2013108851 A RU2013108851 A RU 2013108851A RU 2013108851/04 A RU2013108851/04 A RU 2013108851/04A RU 2013108851 A RU2013108851 A RU 2013108851A RU 2013108851 A RU2013108851 A RU 2013108851A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
naphtha
reforming
reaction zone
hydrocracked
hydrocracked naphtha
Prior art date
Application number
RU2013108851/04A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Цун-Янь Чэнь
Стефен Дж. МИЛЛЕР
Джеймс Н. Зимер
Анн Дж. ЛЯН
Original Assignee
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. filed Critical ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК.
Publication of RU2013108851A publication Critical patent/RU2013108851A/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G35/00—Reforming naphtha
    • C10G35/04—Catalytic reforming
    • C10G35/06—Catalytic reforming characterised by the catalyst used
    • C10G35/085—Catalytic reforming characterised by the catalyst used containing platinum group 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
    • 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
    • C10G69/08—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of reforming naphtha
    • C10G69/10—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of reforming naphtha hydrocracking of higher boiling fractions into naphtha and reforming the naphtha obtained
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/305—Octane number, e.g. motor octane number [MON], research octane number [RON]
    • 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
    • C10G2300/4081—Recycling 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

1. Интегрированный способ производства высокооктановой нафты (лигроина), включающий:a. отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты от потока, выходящего из зоны реакции гидрокрекинга;b. направление, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм;c. контакт, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты с катализатором реформинга в условиях реакции реформинга и получение обогащенного водородом потока и подвергнутой реформингу нафты; иd. поступление обогащенного водородом потока в зону реакции гидрокрекинга.2. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает контакт исходного углеводородного материала, который кипит в интервале от 550°F до 1100°F (288-593°C), в зоне реакции гидрокрекинга с образованием исходящего потока.3. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты, которая включает, по меньшей мере, 70 масс.% углеводородов C-C.4. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты, у которой октановое число составляет менее чем 90.5. Способ по п.2, в котором стадия (a) включает фракционирование потока, выходящего из зоны реакции гидрокрекинга, и отделение, по меньшей мере, подвергнутой гидрокрекингу нафты и потока донных остатков.6. Способ по п.5, дополнительно включающий рециркуляцию, по меньшей мере, части потока донных остатков в зону реакции гидрокрекинга.7. Способ по п.1, в котором стадия (b) включает направлен1. An integrated method for the production of high-octane naphtha (naphtha), including: a. separating the hydrocracked naphtha from the effluent from the hydrocracking reaction zone b. directing at least a portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone containing a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200 and the crystallite size is less than 10 μm; c ... contacting at least a portion of the hydrocracked naphtha with a reforming catalyst under reforming reaction conditions and obtaining a hydrogen-rich stream and reformed naphtha; and d. entering the hydrogen-rich stream into the hydrocracking reaction zone. 2. The method of claim 1, wherein step (a) comprises contacting a hydrocarbon feed that boils in the range of 550 ° F to 1100 ° F (288-593 ° C) in a hydrocracking reaction zone to form an effluent stream. The method of claim 1, wherein step (a) comprises separating the hydrocracked naphtha which comprises at least 70 wt% C-C hydrocarbons. The method of claim 1, wherein step (a) comprises separating the hydrocracked naphtha having an octane number of less than 90.5. The method of claim 2, wherein step (a) comprises fractionating the effluent from the hydrocracking reaction zone and separating at least the hydrocracked naphtha and the bottom stream. The method of claim 5, further comprising recirculating at least a portion of the bottom residue stream to the hydrocracking reaction zone. The method of claim 1, wherein step (b) comprises directed

Claims (21)

1. Интегрированный способ производства высокооктановой нафты (лигроина), включающий:1. An integrated method for the production of high-octane naphtha (naphtha), including: a. отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты от потока, выходящего из зоны реакции гидрокрекинга;a. separating the hydrocracked naphtha from the stream exiting the hydrocracking reaction zone; b. направление, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм;b. directing at least a portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone comprising a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200 and the crystallite size is less than 10 microns; c. контакт, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты с катализатором реформинга в условиях реакции реформинга и получение обогащенного водородом потока и подвергнутой реформингу нафты; иc. contacting at least a portion of the hydrocracked naphtha with the reforming catalyst under the conditions of the reforming reaction and obtaining a hydrogen enriched stream and reformed naphtha; and d. поступление обогащенного водородом потока в зону реакции гидрокрекинга.d. the flow of hydrogen-rich stream into the hydrocracking reaction zone. 2. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает контакт исходного углеводородного материала, который кипит в интервале от 550°F до 1100°F (288-593°C), в зоне реакции гидрокрекинга с образованием исходящего потока.2. The method of claim 1, wherein step (a) comprises contacting a hydrocarbon feed that boils in the range of 550 ° F. to 1100 ° F. (288-593 ° C.) in the hydrocracking reaction zone to form an effluent. 3. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты, которая включает, по меньшей мере, 70 масс.% углеводородов C4-C10.3. The method of claim 1, wherein step (a) comprises separating the hydrocracked naphtha, which comprises at least 70 wt.% C 4 -C 10 hydrocarbons. 4. Способ по п.1, в котором стадия (a) включает отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты, у которой октановое число составляет менее чем 90.4. The method of claim 1, wherein step (a) comprises separating the hydrocracked naphtha in which the octane number is less than 90. 5. Способ по п.2, в котором стадия (a) включает фракционирование потока, выходящего из зоны реакции гидрокрекинга, и отделение, по меньшей мере, подвергнутой гидрокрекингу нафты и потока донных остатков.5. The method according to claim 2, in which stage (a) comprises fractionating the stream leaving the hydrocracking reaction zone and separating at least the hydrocracked naphtha and the bottom residue stream. 6. Способ по п.5, дополнительно включающий рециркуляцию, по меньшей мере, части потока донных остатков в зону реакции гидрокрекинга.6. The method according to claim 5, further comprising recirculating at least a portion of the bottom residue stream to the hydrocracking reaction zone. 7. Способ по п.1, в котором стадия (b) включает направление, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 500, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм.7. The method according to claim 1, in which step (b) comprises sending at least a portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone comprising a reforming catalyst that includes silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 500, and the crystallite size is less than 10 microns. 8. Способ по п.1, в котором стадия (b) включает направление, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм, и содержание щелочи составляет менее чем 5000 частей на миллион.8. The method according to claim 1, in which stage (b) comprises sending at least a portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone containing a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200, the crystallite size is less than 10 microns, and the alkali content is less than 5000 ppm. 9. Способ по п.1, в котором стадия (b) включает направление, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм, причем катализатор дополнительно включает один или более металлов из иридия, палладия, платины или их сочетание.9. The method according to claim 1, in which stage (b) comprises sending at least a portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone containing a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200, and the crystallite size is less than 10 μm, the catalyst further comprising one or more metals from iridium, palladium, platinum, or a combination thereof. 10. Способ по п.1, в котором стадия (c) включает контакт, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты с катализатором реформинга в условиях реформинга, включающих манометрическое давление в интервале от 0 фунтов на кв. дюйм (0 кПа) до 250 фунтов на кв. дюйм (1724 кПа), температуру в интервале от 600°F (316°C) до 1100°F (593°C) и скорость поступления жидкости в интервале от 0,1 до 20 ч-1.10. The method of claim 1, wherein step (c) comprises contacting at least a portion of the hydrocracked naphtha with a reforming catalyst under reforming conditions, including gauge pressure in the range of 0 psi. inch (0 kPa) up to 250 psi inch (1724 kPa), a temperature in the range of 600 ° F (316 ° C) to 1100 ° F (593 ° C), and a fluid delivery rate in the range of 0.1 to 20 h −1 . 11. Способ по п.1, в котором стадия (c) включает получение подвергнутой реформингу нафты, которая включает, по меньшей мере, 70 масс.% углеводородов C5-C9.11. The method according to claim 1, in which stage (c) includes obtaining subjected to reforming naphtha, which includes at least 70 wt.% Hydrocarbons C 5 -C 9 . 12. Способ по п.4, в котором стадия (c) включает получение подвергнутой реформингу нафты, у которой октановое число является большим, чем октановое число подвергнутой гидрокрекингу нафты.12. The method according to claim 4, in which stage (c) includes obtaining subjected to reforming naphtha, in which the octane number is greater than the octane number of the hydrocracked naphtha. 13. Способ по п.4, в котором стадия (c) включает получение подвергнутой реформингу нафты, у которой октановое число составляет более чем 90.13. The method according to claim 4, in which stage (c) includes obtaining subjected to reforming naphtha, in which the octane number is more than 90. 14. Способ по п.1, дополнительно включающий объединение, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты и, по меньшей мере, части подвергнутой реформингу нафты.14. The method according to claim 1, further comprising combining at least a portion of the hydrocracked naphtha and at least a portion of the reformed naphtha. 15. Интегрированный способ производства высокооктановой нафты, включающий:15. An integrated method for the production of high octane naphtha, including: a. отделение подвергнутой гидрокрекингу нафты от потока, выходящего из зоны реакции гидрокрекинга;a. separating the hydrocracked naphtha from the stream exiting the hydrocracking reaction zone; b. направление первой части подвергнутой гидрокрекингу нафты в зону реакции реформинга, содержащую катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм;b. directing the first portion of the hydrocracked naphtha to a reforming reaction zone containing a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200 and the crystallite size is less than 10 μm; c. контакт первой части подвергнутой гидрокрекингу нафты с катализатором реформинга в условиях реакции реформинга и получение обогащенного водородом потока и подвергнутой реформингу нафты;c. contacting the first part of the hydrocracked naphtha with the reforming catalyst under the conditions of the reforming reaction and obtaining a hydrogen-rich stream and the naphtha reformed; d. поступление обогащенного водородом потока в зону реакции гидрокрекинга; иd. the flow of a hydrogen-rich stream into the hydrocracking reaction zone; and e. объединение подвергнутой реформингу нафты и второй части подвергнутой гидрокрекингу нафты для получения объединенной нафты, у которой октановое число составляет более чем 90.e. combining the reformed naphtha and the second portion of the hydrocracked naphtha to form a combined naphtha in which the octane number is more than 90. 16. Система производства высокооктановой нафты, включающая:16. A system for the production of high octane naphtha, including: a. зону реакции гидрокрекинга для получения подвергнутой гидрокрекингу нафты из исходного углеводородного материала;a. a hydrocracking reaction zone for producing hydrocracked naphtha from a hydrocarbon feed; b. зону реакции реформинга для реформинга подвергнутой гидрокрекингу нафты и получения подвергнутой реформингу нафты и водорода из установки реформинга; иb. a reforming reaction zone for reforming a hydrocracked naphtha and obtaining a reformed naphtha and hydrogen from a reforming unit; and c. устройство для подачи водорода из установки реформинга в зону реакции гидрокрекинга.c. a device for supplying hydrogen from a reforming unit to a hydrocracking reaction zone. 17. Система по п.16, дополнительно включающая получение объединенной нафты путем смешивания, по меньшей мере, части подвергнутой гидрокрекингу нафты и, по меньшей мере, части подвергнутой реформингу нафты.17. The system according to clause 16, further comprising obtaining the combined naphtha by mixing at least part of the hydrocracked naphtha and at least part of the reformed naphtha. 18. Система по п.16, в которой зона реакции реформинга содержит катализатор реформинга, который включает силикат, в котором молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия составляет, по меньшей мере, 200, и размер кристаллитов составляет менее чем 10 мкм.18. The system of claim 16, wherein the reforming reaction zone comprises a reforming catalyst that includes a silicate in which the molar ratio of silica to alumina is at least 200 and the crystallite size is less than 10 microns. 19. Система по п.16, в которой подвергнутая гидрокрекингу нафта содержит, по меньшей мере, 70 масс.% углеводородов C4-C10, и подвергнутая реформингу нафта содержит, по меньшей мере, 70 масс.% углеводородов C5-C9.19. The system according to clause 16, in which subjected to hydrocracking naphtha contains at least 70 wt.% Hydrocarbons C 4 -C 10 and subjected to reforming naphtha contains at least 70 wt.% Hydrocarbons C 5 -C 9 . 20. Система по п.16, в которой у подвергнутой гидрокрекингу нафты октановое число составляет менее чем 90 и у подвергнутой реформингу нафты октановое число составляет более чем 90.20. The system of claim 16, wherein the octane number of the hydrocracked naphtha is less than 90 and the octane number of the reformed naphtha is more than 90. 21. Система по п.16, в которой у объединенной нафты октановое число составляет более чем 90.21. The system of claim 16, wherein the combined naphtha has an octane rating of more than 90.
RU2013108851/04A 2010-07-28 2011-06-16 MULTI-STAGE HYDRO-TREATMENT FOR THE PRODUCTION OF HIGH-OCTANA NAFTA RU2013108851A (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/845,605 US20120024752A1 (en) 2010-07-28 2010-07-28 Multi-Stage Hydroprocessing for the Production of High Octane Naphtha
US12/845,605 2010-07-28
PCT/US2011/040785 WO2012015540A2 (en) 2010-07-28 2011-06-16 Multi-stage hydroprocessing for the production of high octane naphtha

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2013108851A true RU2013108851A (en) 2014-09-10

Family

ID=45525620

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013108851/04A RU2013108851A (en) 2010-07-28 2011-06-16 MULTI-STAGE HYDRO-TREATMENT FOR THE PRODUCTION OF HIGH-OCTANA NAFTA

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20120024752A1 (en)
EP (1) EP2598608A2 (en)
BR (1) BR112013001890A2 (en)
RU (1) RU2013108851A (en)
WO (1) WO2012015540A2 (en)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8658021B2 (en) 2008-06-05 2014-02-25 Chevron U.S.A. Inc. Multi-stage reforming process to produce high octane gasoline
JP2015515429A (en) 2011-12-22 2015-05-28 ユーオーピー エルエルシー Layered conversion synthesis of zeolite.
BR112014015229A8 (en) 2011-12-22 2017-07-04 Uop Llc aromatic transformation process
JP6134335B2 (en) 2011-12-22 2017-05-24 ユーオーピー エルエルシー UZM-39 aluminum silicate zeolite
AU2013342997B2 (en) * 2012-11-09 2017-04-27 Council Of Scientific & Industrial Research A single step catalytic process for the conversion of n-paraffins and naphtha to diesel range hydrocarbons
US8609921B1 (en) 2012-12-12 2013-12-17 Uop Llc Aromatic transalkylation using UZM-44 aluminosilicate zeolite
US8609910B1 (en) 2012-12-12 2013-12-17 Uop Llc Catalytic pyrolysis using UZM-39 aluminosilicate zeolite
US8623321B1 (en) 2012-12-12 2014-01-07 Uop Llc UZM-44 aluminosilicate zeolite
WO2014093416A1 (en) 2012-12-12 2014-06-19 Uop Llc Dehydrocyclodimerization using uzm-39 aluminosilicate zeolite
US8609919B1 (en) 2012-12-12 2013-12-17 Uop Llc Aromatic transformation using UZM-44 aluminosilicate zeolite
US20140163281A1 (en) 2012-12-12 2014-06-12 Uop Llc Conversion of methane to aromatic compounds using a catalytic composite
US8618343B1 (en) 2012-12-12 2013-12-31 Uop Llc Aromatic transalkylation using UZM-39 aluminosilicate zeolite
US8609911B1 (en) 2012-12-12 2013-12-17 Uop Llc Catalytic pyrolysis using UZM-44 aluminosilicate zeolite
RU2640419C2 (en) 2013-03-15 2018-01-09 Ламмус Текнолоджи Инк. Hydraulic processing of thermal craking products
WO2015128042A1 (en) * 2014-02-25 2015-09-03 Saudi Basic Industries Corporation A method of controlling the supply and allocation of hydrogen gas in a hydrogen system of a refinery integrated with olefins and aromatics plants
US9670426B2 (en) 2014-06-11 2017-06-06 Uop Llc Methods for hydrocracking heavy and light hydrocarbons
CN108473883A (en) * 2015-12-30 2018-08-31 环球油品公司 Alkene is improved using aliphatic compounds cracking reactor and BTX is produced
EP3318619A1 (en) * 2016-11-03 2018-05-09 Wolfdieter Klein Consulting GmbH Oel- und Gastechnologie Method for the production of fuels from gas condensates

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2703308A (en) * 1950-11-30 1955-03-01 Houdry Process Corp Catalytic conversion of hydrocarbon oils
US4036735A (en) * 1973-04-02 1977-07-19 Chevron Research Company Process for upgrading motor gasoline
US4137146A (en) * 1975-06-13 1979-01-30 Chevron Research Company Two-stage hydroconversion process (hydrocracking and reforming) using a stabilized aluminosilicate hydrocracking catalyst
US5073250A (en) * 1990-03-02 1991-12-17 Chevron Research & Technology Company Staged catalyst reforming to produce optimum octane barrel per calendar day reformate production
JPH05125368A (en) * 1991-07-02 1993-05-21 Chevron Res & Technol Co Crystalline silicate catalyst and method of reforming by using this
US5396010A (en) * 1993-08-16 1995-03-07 Mobil Oil Corporation Heavy naphtha upgrading
US20090301934A1 (en) * 2008-06-05 2009-12-10 Chevron U.S.A. Inc. Multi-stage reforming process to produce high octane gasoline

Also Published As

Publication number Publication date
US20120024752A1 (en) 2012-02-02
WO2012015540A2 (en) 2012-02-02
BR112013001890A2 (en) 2016-05-24
EP2598608A2 (en) 2013-06-05
WO2012015540A3 (en) 2012-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2013108851A (en) MULTI-STAGE HYDRO-TREATMENT FOR THE PRODUCTION OF HIGH-OCTANA NAFTA
CN105050944B (en) The method for producing hydrocarbon
JP5367412B2 (en) FT synthetic hydrocarbon purification method and FT synthetic hydrocarbon distillation separation apparatus
US9120981B2 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and liquid hydrocarbon recovery method
JP2015529729A (en) Hydrovisbreaking method for raw materials containing dissolved hydrogen
RU2008141287A (en) LIQUID FUEL SYNTHESIS SYSTEM
JPWO2011024652A1 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and hydrocarbon synthesis reaction method
CN101432396A (en) Liquid fuel synthesis system
US9688918B2 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus
JP5420675B2 (en) Method for hydrorefining naphtha fraction and method for producing hydrocarbon oil
CN103459558B (en) Start-up method of bubble column type slurry bed reactor and manufacturing method of start-up solvent and hydrocarbon oil
JP2011231322A5 (en)
JP2011231322A (en) Improved process for selective reduction of the contents of benzene and light unsaturated compound of various hydrocarbon fractions
US20150087730A1 (en) Start-up method of bubble column slurry bed reactor
EP2412787A1 (en) Method for producing liquid fuel and system for producing liquid fuel
US9200210B2 (en) Method for stopping operation of reactor
US9186614B1 (en) Apparatus for hydrogen production using off-gases from GTL processes
EP2402417B1 (en) Method for collecting hydrocarbon compound from gaseous by-product and apparatus for collecting hydrocarbon
WO2011034036A1 (en) Method for producing hydrocarbon oil and synthetic reaction system
EP2826746A1 (en) Process for producing hydrogen
RU2015115923A (en) METHOD FOR PROCESSING HYDROCARBON OIL AND INSTALLATION FOR PROCESSING HYDROCARBON OIL
US20150353839A1 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus
AU2017324397B2 (en) Process for the preparation of hydrogen
JPWO2010038391A1 (en) Hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and hydrocarbon synthesis method
TH127382A (en) The process of breaking molecules with hydrogen (Hydrocracking) and processes for producing hydrocarbon oil.

Legal Events

Date Code Title Description
FA93 Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination)

Effective date: 20140617