SU490295A3 - Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь - Google Patents

Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь

Info

Publication number
SU490295A3
SU490295A3 SU1920833A SU1920833A SU490295A3 SU 490295 A3 SU490295 A3 SU 490295A3 SU 1920833 A SU1920833 A SU 1920833A SU 1920833 A SU1920833 A SU 1920833A SU 490295 A3 SU490295 A3 SU 490295A3
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
hydrogen
reaction zone
temperature
sulfur
phase
Prior art date
Application number
SU1920833A
Other languages
English (en)
Inventor
Моррис Холман Ньют
Альберт Оелтген Бернхард
Original Assignee
Юниверсал Ойл Продактс Компани (Фирма)
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 Юниверсал Ойл Продактс Компани (Фирма) filed Critical Юниверсал Ойл Продактс Компани (Фирма)
Application granted granted Critical
Publication of SU490295A3 publication Critical patent/SU490295A3/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/22Separation of effluents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps

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)

Description

заиы с необходимостью осуществлени  конверсии кубового остатка из сырых мефтей. Повышенное требование к мазуту сделано необходимым 100%-иое использование сырой нефти.
В соответствии с предлагаемым комбииированным процессом с номощью обессериваии  сырых нефтей, атмосферных гудроновых нродуктов , вакуумных гудроновых иродуктов, т желого каталитического сырь , мазута, отбеизинеииых нефтей, т желых углеводородных продуктов, выделенных из битумных песков и т. п., получают малосернисные мазуты, сырые нефти и более т желые углеводородные фракции и (или) дистилл ты, причем исходное сырье содержит азотистые и сернистые соединени  в чрезмерно больших количествах (от 2,5 до 6,0 вес. %, в пересчете на элементарную серу). Кроме того, в этих т желых углеводородных фракци х содержатс  органометаллические соединени , включающие никель и ваиадий в виде иорфиринов, и высокомолекул рный асфальтовый материал. Таким сырьем  вл ютс  вакуумный гудрон плотностью 1,0209 и содержащий 4,05 вес. % серы и 23,7 вес. % асфальтенов: отбензиненна  средневосточна  сыра  нефть плотностью 1,9930 и содержаща  10,1 вес. % асфальтенов и 5,20 вес. % серы; вакуумный остаток плотностью около 1,0086 и содержащий 3,0 вес. % серы, 0,43 вес. % азота с температурой 20% выкипани  около 567°С. Использование процесса, предусмотренного изобретением , обеспечивает максимальный выход малосернистого мазута из этого т желого углеводородного сырь .
На чертеже дана схема процесса получени  мазута, сод,ержащего менее 1,5 вес. % серы , из смазочного мазута.
Процесс гидроочистки состоит из взаимодействи  сырь  водорода в первой каталитической реакционной зоне при услови х обессериванп , выбранных дл  превращени  сернистых соединений в сероводород и углеводороды; разделени  полученного вытекающего потока первой реакционной зоны в первой сепарационпой зоне с получением первичной, в основном, паровой фазы и первичной, в основном , жидкой фазы; выделени  из первичной паровой фазы сероводорода и взаимодействи  по меньшей мере части указанной жидкой фазы с полученной, практически свободной от сероводорода, паровой фазой во второй каталитической реакционной зоне в услови х обессеривани , выбранных дл  превращени  дополнительных сернистых соединений в сероводород и углеводороды; разделени  полученного выход щего потока из второй реакционной зоны во второй сепарационной зоне с получением вторичной паровой фазы и вторичной жидкой фазы; возврат по мепьщей мере части вторичпой паровой фазы в первую реакционную зону дл  взаимодействи  с сырьем и выделени  мазута из вторичной жидкой фазы.
Варианты схемы изобретени  заключаютс  в различных технологических приемах и изменени  катализаторных смесей дл  нрименени  в каталитической реакционной зоне с 5 неподвижным слоем. Например, в одной такой схеме первична  парова  фаза раздел етс  в третьей сепарационной зоне с получением третичной паровой и третичной жидкой фазы. В другой такой схеме часть тре1ИЧИОЙ жидкой соедин етс  с нервичпой паровой фазой до вывода из нее сероводорода. Изобретение использует две катализаторных реакционных системы с неподвижным слоем в сочетании с группой сепарационных уст15 ройств, которые обеспечивают более эффективное использование водорода в ходе всего процесса. Така  реакционна  система может состо ть из одного или нескольких реакторов , снабженных достаточным количество вом теплообменников между ними. Комбинированный процесс осуществл етс  благодар  начальной реакции сырь  с относительно неочищенным водородным потоком в первой сенарационпой зоне. В действительности в первой реакционной зоне обеспечиваетс  относительно легкое обессеривание низкокип щих сернистых соединений. Вытекающий продукт раздел етс  при тех же температурах и давлении с получением высококин 0 щей обычно жидкой фазы, котора  реагирует во второй реакционной системе с относительно чистой водородной фазой. Рабочие услови  в обеих реакционных системах представл ют собой: давление 14,06-210,9 кг/см, 5 циркул цию водорода 89,05-5346 , часовую объемную скорость подачи сырь  от 0,25 до 2,50 и максимальную температуру сло  катализатора в пределах 315,6-482,2°С. Дл  облегчени  прохождени  продукта вто0 ра  реакционна  зона поддерживаетс  под избыточным давлением (по меньшей мере 1,75 кгс/см) больще, чем в первой реакционной зоне. Максимальна  температура катализаторного сло  в ней на 5,5°С выше, чем в 5 первой реакционной зоне.
Преимущества нредлагаемого процесса многочисленны. Однако основным среди них  вл етс  значительное понижение максимальной температуры катализаторного сло  дл  0 достижени  желаемой степени обессеривани . Таким образом, в то врем  как максимальна  температура сло  катализатора может быть в пределах 315,6-482,2°С, нередко провод т комбинированный процесс при максимальных температурах сло  катализатора ниже 454,4°С. Кроме того, комбинированный процесс допускает использование неочищенного водородного потока дл  обеспечени  обессеривани  низкокин щих сернистых соединений в исходной реакционной зоне. Другое преимущество св зано с увеличением эффективного срока службы катализатора, используемого в обеих реакционных зонах. Катализаторные смеси могут быть идентичны в обеих зонах контактировани . Катализаторные смеси содержат металлические элементы, выбранные из металлов групп VI и VIII периодической системы, а также их соедипени . Таким образом подход щие металлические элементы выбраны из группы, состо щей из хрома, молибдена, вольфрама, железа, рутени , осми , кобальта, роди , ириди , никел , паллади  и платины. Кроме того , последние исследовани  показали, что каталитические составы, примен емые, в частности , дл  конверсии сырь  с очень высоким содержанием серы, улучшаютс  благодар  введениюв них иинка и (или) висмута. Компонент подразумевает наличие металла как соединени , такого как окисел, сульфид и т. п., или металла в элементарном состо нии. Несмотр  на это, концентрации металлических соединений подсчитаны, исход  из того, что металл иаходитс  в смеси в элементарном состо нии.
Поскольку сырье дл  процесса имеет высококип щую природу, желательно, чтобы каталитически активные компоненты обладали склонностью к гидрокрекингу ограниченно, в то же врем  они ускор ют конверсию сернистых соединений в сероводород и углеводороды . Концентраци  каталитически активного металлического компонента или компонентов зависит от самого металла, так же как от физических и (или) химических свойств сырь . Например, металлические компоненты группы VI обычно присутствуют в количестве 4,0-30 вес. %, металлы группы железа в количестве 0,2-Ю вес. %, благородпые металлы из группы VIII предпочтительно 0,1-5,0 вес. %. При применении компонента цинка и (или) висмута, благородные металлы обычно присутствуют в количестве 0,01-2,0 вес. %.
Пористый материал - носитель, с которым св заны каталитически активный металлический компонент или компоненты, содержит тугоплавкий неорганический окисел, предпочтительно окись алюмини , или окись алюмини  в сочетании с 10-90 вес. % кремнезема. При переработке т желого сырь , содержащего значительное количество углеводородов, имеющих нормальные точки кипени  выше 510°С, - может быть приемлемо использование носител , содержащего кристаллический алюмосиликат или цеолитовое молекул рное сито. В большинстве случаев такой носитель будет примен тьс  при переработке частично обессеренного сырь  во второй реакционной зоне. Подход щий цеолитовый материал включает морденит, фожазит, молекул рные сита типа А или У и т. п. Их можно примен ть в исключительно чистом состо нии. Однако цеолитовый материал может быть включен внутри аморфной матрицы, такой кпк кремнезем, окись алюмини  и смеси окиси алюмини  и кремиезема. Каталитические смеси могут включать галогеновый компонент из группы, включающий фтор, хлор, йод, бром
и их смеси. Галогеновый компонент будет смешан с носителем таким образом, чтобы в готовой каталитической crxiecH содержание галогенового компонента составл ло 0,1 - 2,0 вес. %.
Металлические компоненты могут быть введены в катализатор любым по.хход щим образом, включа  соосаждение или сожелатинизацию с материалом-носителем, ионообмен или импрегнирование материала-носител , или в процессе совместиого экструдировани . После ввода металлических компонентов материал-носитель высушивают и подвергают высокотемпературному прокаливанию или
окислению при 398,9-704,4°С. При использовании внутри материала-носител  кристаллического алюмосиликата верхний предел обработки прокаливанием составл ет иредиочтительно 537,8°С.
Рабочие усили  каталитических реакционных зон выбираютс  с целью обесиечеии  конверсии сернистых соединений до сероводорода и углеводородов. Рабочие услови , создаваемые во второй реакционной зоне, часто
ведут к большей жесткости режима, хот  така  технологи  и необходима. Различие в рабочих уровн х жесткости между двум  реакционными зонами может быть достигнуто благодар  регулированию давлени , максимальной температуры катализаторного сло  и переменной часовой объемной скорости жидкости. Более жесткие услови  внутри второй реакционной зоны обычно протекают при повышенном давлении, иовыщенной максимальной температуре катализаторного сло  и несколько пониженной часовой объемной скорости жидкости или при некоторой комбинации этих факторов. Подход щие пределы дл  различных рабочпх переменных величин в основном одинаковы дл  обеих реакционных снстем. Таким образом , давление лежит в пределах 14,06 - 210,93 кг/см. концентраци  водорода около 89,05-5346 , максимальна  темиература катализаторного сло  в пределах 315,56-482,2°С, часова  объемна  скорость подачи жидкости 0,25-2,50. Протекающие реакции имеют в основном экзотермическую природу, в обеих реакционных зонах будет
подтверждено возрастание температурного градиента, так как участвующие в реакции вещества пересекают слой катализатора. Предпочтительный рабочий режим требует, чтобы повышенный температурный градиент
был ограничен максимум 37,7°С, дл  регулировани  температурного градиента используют охлаждающие потоки, жидкие либо газообразные , вводимые в одно или несколько промежуточных мест сло  катализатора. Например , если давление на входе в иервый реактор около 161,7 кгс/см, а температура около 371,1°С, в первой реакциониой зоне будет поддерживатьс  по cyniecTBy то же давление и температура (равное 154,68 кгс/см) и часть
первой, в основном napoBoii фазы ввод т во вторую реакционную зону, дава  возможность удалению из нее сероводорода, в то врем  как часть (в данном случае кратна  часть первой), в основном жидкой фазы подвергают циркул ции вместе со свежим сырьем. Пример. Схема нромышленной установки , предназначенной дл  получени  максимальных количеств мазута, содержащего менее 1,0 вес. % серы, из остаточного сырь , плотность которого равна 0,9574. Другие свойства сырь  включают содержание серы 4,0 вес. %, 0,006 вес. % ванади  и никел , 2,4 вес. % материала, нерастворимого в гептане , углеродный фактор Конрадсона 8,2 и 65,0%, точка кинени  соответствует температуре 565,6°С. Сырье ввод т в процесс по трубопроводу 1 в количестве около 740,35 моль/час. Это сырье смешивают с гор чей (365,6°С) циркул ционной газообразной фазой из трубопровода 2, при этом в последней содержитс  около 76,0 об. % водорода. Смесь нродолжает идти по трубопроводу 2 и поступает из него в реактор 3 с температурой 344,2°С и давлением 189 кгс/см. В реакторе 3 содержитс  каталитическа  смесь, состо ща  из 2,0 вес. % никел  и 16 вес. % молибдена вместе с аморфным материалом-носителем , состо щим на 88,0 вес. % из окиси алюмини  и 12,0 вес. % из кремнезема, при этом часова  объемна  скорость подачи Жидкости составл ет около 1,0. Поток, выход щий из реактора 3, откачивают по трубопроводу 4 с температурой 365,6°С и давлением 151 кгс/см и направл ют в гор чий сепаратор 5 при одинаковых температуре и давлении . Зона гор чей сепарации 5 служит дл  создани  жидкой фазы в трубопроводе 6 и паровой фазы в трубопроводе 7. Фракционный состав продукта, выход щего из первой реакционной зоны (трубопровод 4), жидкой фазы гор чего сепаратора (трубопровод 6) и паровой фазы гор чего сепаратора (трубопровод 7) представлены в табл. 1. Парова  фаза в трубопроводе 7 смещиваетс  с 1420,00 моль/час циркулирующего потока холодной отогнанной жидкости, источник которой описан ниже. Смесь отвод т по трубопроводу 7 и ввод т в холодный сепаратор 8 под давлением 147,6 кгс/см при температуре 59,7°С. Содержащую больщое количество водорода паровую фазу отбирают из холодного сепаратора по трубопроводу 9 и вывод т по нему в сборник сероводорода 10. По существу жидкую фазу вывод т по трубопроводу 11 и нанравл ют по нему в холодный отпарной сепаратор 12 при той же температуре . Зона холодной отпарки работаетпри давлении около 140,6 кг/1см и температуре 57°С дл  создани  выт жного газового потока в трубопроводе 13 и потока жидкой фазы в трубопроводе 14, часть которого возвращают дл  смешени  с паровой фазой в трубопровод 7, образу  тем самым обогащенный водородом поток, Фракционный состав обогаТ а б л II ц а I енного водородом потока в трубопроводе 9, т жного газового потока в трубопроводе и жидкого продукта в трубопроводе 14, правл емого на стабилизацию дл  восставлени  продукта, представлены в табл. 2. Т а б л II ц а 2 Компоне 1ты, .моль/час, в трубопроводе Промывной вод ной поток ввод т в проесс по трубопроводу 15. Эту воду вывод т з процесса через погружное колено в холодом сепараторе. Система удалени  из сборника сероводороа 10 увеличивает концентрацию водорода в иркул ционном газе в трубопроводе 16 до 5,9%. Дл  компенсации этого расхода в обем процессе, как и потерь раствора, по труопроводу 17 ввод т свежи водород. Обоащенную водородом фазу смешивают с жидой фазой в трубопроводе 6, к которому дополнительно ввод т 809,72 моль/час воды по трубопроводу 15, полученную смесь направл ют по трубопроводу 16 во вторую реакцпонную зону 18 под давлением 165,2 кгс/см при 360,5°С. В реакционной зоне 18 содержитс  катализаторна  смесь 1,8 вес. % ннкел  и 16,0 вес. % молибдена в смеси с материалом-носителем (63,0 вес. % окиси алюмини  и 37,0 вес. % кремнезема). При этом часова  объемна  скорость жидкости составл ет около 1,5. Продукт, выход щий из реакционной зоны 18 вывод т по трубопроводу 19 и направл ют в гор чий сепаратор 20 с давлением около 158,3 кгс/см2 при температуре 365,6°С. Паровую фазу вывод т по трубопроводу 2 и возвращают дл  смешени  с сырьем в трубопроводе 1. Обычно жидкую фазу вывод т через трубопровод 21 и объедин ют с жидкой фазой в трубопроводе 14, продукт смешени  которых направл ют в блок сепарации дл  получени  желаемого мазута. Фракционный состав продуктов, поступающих в реактор 18 (трубопровод 16) и выход щих из него продуктов (трубопровод 19) представлены в табл. 3.
Таблица 3
Т а б л 11 ц а 4
10
20
Т а б л 1
Сепараци , осуществл ема  в гор чем сепараторе 20, иллюстрируетс  табл. 4.
Общее распределение продукта и выход компонентов представлены в табл. 5. Сюда вход т продукт, выводимый в систему удалени  сероводорода 10, выт жной газовый поток в трубопроводе 13 и жидкий продукт, выход щий по трубопроводам 14 и 21.
Нефт на  фракци  гептан 190°С имеет плотность 0,8473, содержит менее 0,05 вес. % серы; газойлева  фракци  с пределом кипени  , имеет плотность 0,8473 и содержит менее 0,1 вес . % серы; весь мазут, кип щий при температуре около 343,3°С, имеет плотность 0,9248 .и содержит:меле.е
0,3 вес. % сеоы;
Предмет изобретени 
Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь  путем двух последовательных стадий контактировани  с катализатором , представл ющим собой композицию, содержащую металлы VI и VIII групп периодической системы элементов на огнеупорном носителе, включающий первую стадию контактировани  исходного сырь  с катализатором , осуществл емую в присутствии циркулирующего со второй стадии водородсодержащего газа, разделение продуктов первой стадии на первую паровую и первую жидкую фазы, выделение сероводорода из первой паровой фазы, контактирование всей или части жидкой фазы на второй стадии, разделение
продуктов второй стадии на жидкую и паровую фазы, отличающийс  тем, что, с целью упрощени  технологии процесса, паровую фазу, выделениую из продуктов второй стадии, ввод т на первую стадию контактировани .
.
SU1920833A 1972-05-12 1973-05-11 Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь SU490295A3 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US25278772A 1972-05-12 1972-05-12

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU490295A3 true SU490295A3 (ru) 1975-10-30

Family

ID=22957547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU1920833A SU490295A3 (ru) 1972-05-12 1973-05-11 Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь

Country Status (21)

Country Link
JP (1) JPS536643B2 (ru)
AR (1) AR230292A1 (ru)
AU (1) AU475817B2 (ru)
BR (1) BR7303460D0 (ru)
CA (1) CA1008007A (ru)
CS (1) CS178886B2 (ru)
DK (1) DK145349C (ru)
ES (1) ES414199A1 (ru)
FI (1) FI59262C (ru)
FR (1) FR2184684B1 (ru)
GB (1) GB1420248A (ru)
HU (1) HU169802B (ru)
IL (1) IL42096A (ru)
IN (1) IN140155B (ru)
NL (1) NL173657C (ru)
PH (1) PH10317A (ru)
PL (1) PL89221B1 (ru)
RO (1) RO74154A (ru)
SE (1) SE395468B (ru)
SU (1) SU490295A3 (ru)
ZA (1) ZA732760B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2509798C2 (ru) * 2008-12-18 2014-03-20 Ифп Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0128250A1 (en) * 1983-06-08 1984-12-19 Mobil Oil Corporation Catalytic dewaxing process
JPH01294796A (ja) * 1988-05-23 1989-11-28 Agency Of Ind Science & Technol 化石燃料油の多段式水素化分解方法
JPH0391591A (ja) * 1989-09-05 1991-04-17 Cosmo Oil Co Ltd 重質炭化水素油の水素化処理方法
JPH06299168A (ja) * 1993-02-15 1994-10-25 Shell Internatl Res Maatschappij Bv 水素化処理法
AU3878395A (en) * 1994-11-25 1996-06-26 Kvaerner Process Technology Ltd. Multi-step hydrodesulfurization process
RU2700077C1 (ru) * 2018-05-30 2019-09-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ очистки нефти от сероводорода и установка для его реализации
CN116445185B (zh) * 2022-01-06 2025-05-02 中国石油化工股份有限公司 一种柴油深度脱硫的方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2509798C2 (ru) * 2008-12-18 2014-03-20 Ифп Способ гидрокрекинга с использованием реакторов периодического действия и сырья, содержащего 200 м.д.масс.-2% масс. асфальтенов

Also Published As

Publication number Publication date
IL42096A (en) 1975-11-25
FI59262B (fi) 1981-03-31
RO74154A (ro) 1981-03-30
AR230292A1 (es) 1984-03-01
BR7303460D0 (pt) 1974-07-18
JPS4961204A (ru) 1974-06-13
FR2184684A1 (ru) 1973-12-28
FI59262C (fi) 1981-07-10
AU5496673A (en) 1974-10-31
CS178886B2 (en) 1977-10-31
CA1008007A (en) 1977-04-05
FR2184684B1 (ru) 1978-03-17
IL42096A0 (en) 1973-06-29
NL7306335A (ru) 1973-11-14
HU169802B (ru) 1977-02-28
AU475817B2 (en) 1976-09-02
NL173657B (nl) 1983-09-16
DE2323146B2 (de) 1977-03-17
DK145349C (da) 1983-05-16
ES414199A1 (es) 1976-02-01
DE2323146A1 (de) 1973-11-22
PH10317A (en) 1976-11-25
SE395468B (sv) 1977-08-15
PL89221B1 (ru) 1976-11-30
IN140155B (ru) 1976-09-18
DK145349B (da) 1982-11-01
GB1420248A (en) 1976-01-07
NL173657C (nl) 1984-02-16
JPS536643B2 (ru) 1978-03-10
ZA732760B (en) 1974-03-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA1092786A (en) Method for increasing the purity of hydrogen recycle gas
US6017443A (en) Hydroprocessing process having staged reaction zones
KR100983817B1 (ko) 방향성 화합물의 포화가 개선된 디젤을 최대화하는수소첨가분해 방법
US4130476A (en) Separation and use of a gaseous stripping media in a hydrotreating process
US3717571A (en) Hydrogen purification and recycle in hydrogenating heavy mineral oils
CS213304B2 (en) Method of making the hydrocarbon fraction of predetermined end of the distillation interval
US3732155A (en) Two-stage hydrodesulfurization process with hydrogen addition in the first stage
US20100032347A1 (en) Gas-phase hydrotreating of middle-distillates hydrocarbon feedstocks
US1932174A (en) Production of valuable hydrocarbons
WO2020232455A1 (en) Direct oxidation of hydrogen sulfide in a hydroprocessing recycle gas stream with hydrogen purification
SU490295A3 (ru) Способ гидроочистки асфальтенсодержащего нефт ного сырь
JPH0513882B2 (ru)
US3472759A (en) Process for removal of sulfur and metals from petroleum materials
US20020074262A1 (en) Two stage diesel fuel hydrotreating and stripping in a single reaction vessel
JPS5922756B2 (ja) 窒素化合物によつて汚染された石油炭化水素の水素化クラツキング方法
RU2592286C2 (ru) Способ производства олефинов и бензина с низким содержанием бензола
US3011971A (en) Hydrodesulfurizing dissimilar hydrocarbons
US3310592A (en) Process for producing high purity benzene
US3691059A (en) Hydrogen-cascade process for hydrocarbon conversion
US5985135A (en) Staged upflow and downflow hydroprocessing with noncatalytic removal of upflow stage vapor impurities
US3551323A (en) Black oil conversion for maximum gasoline production
US4162961A (en) Cycle oil conversion process
JP4443052B2 (ja) 第1段蒸気流出物からの非接触的不純物除去を伴う多段アップフロー水素処理
JPS6041113B2 (ja) 炭化水素の変換法
US2910433A (en) Oil refining with hydrogen