[go: up one dir, main page]

RU2732912C1 - Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья - Google Patents

Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья Download PDF

Info

Publication number
RU2732912C1
RU2732912C1 RU2019131188A RU2019131188A RU2732912C1 RU 2732912 C1 RU2732912 C1 RU 2732912C1 RU 2019131188 A RU2019131188 A RU 2019131188A RU 2019131188 A RU2019131188 A RU 2019131188A RU 2732912 C1 RU2732912 C1 RU 2732912C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
catalyst
nickel
silicon
molybdenum
protective layer
Prior art date
Application number
RU2019131188A
Other languages
English (en)
Inventor
Наталья Яковлевна Виноградова
Людмила Алексеевна Гуляева
Ольга Ивановна Шмелькова
Людмила Александровна Красильникова
Георгий Владимирович Битиев
Павел Петрович Минаев
Алёна Игоревна Гусева
Павел Анатольевич Никульшин
Роман Владимирович Филатов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть")
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 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") filed Critical Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть")
Priority to RU2019131188A priority Critical patent/RU2732912C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2732912C1 publication Critical patent/RU2732912C1/ru

Links

Images

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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/06—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a selective hydrogenation of the diolefins

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

Изобретение относится к способам использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья, содержащего соединения кремния, и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Разработан способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья, который отличается тем, что катализатор - ловушку кремния используют в качестве компонента защитного слоя, который дополнительно содержит материал активной фильтрации и катализатор гидрирования диолефинов, расположенные соответственно над ловушкой кремния, при этом катализатор - ловушка кремния представляет собой алюмоникельмолибденовый катализатор с удельной поверхностью не менее 250 м2/г и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 7, % масс, соответственно, материал активной фильтрации приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала с долей свободного объема 40-45%, катализатор гидрирования диолефинов также приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала с долей свободного объема 60-80% и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 3,5% масс., соответственно, сырье сначала пропускают через защитный слой для удаления механических примесей, диолефинов и кремния, затем - через основной слой, состоящий из сорбента для удаления мышьяка, и алюмоникельмолибденового катализатора, предназначенного для обессеривания и деазотирования углеводородного сырья, при этом сорбент для удаления соединений мышьяка содержит никель в количестве 5÷20% масс. на алюмооксидном носителе и алюмоникельмолибденовый катализатор, предназначенный для обессеривания и деазотирования сырья, содержит никель, молибден и фосфор в количестве, не более, % масс. 4,0; 13,0; и 3,0, соответственно. Технический результат - разработан способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья вторичного происхождения, обеспечивающий получение компонента сырья для каталитического риформинга или сырья для нефтехимии, что приводит к значительному снижению содержания серы и азота, полному отсутствию мышьяка, при этом содержание кремния в сырьевом потоке снижается до уровня менее 0,1 ppm. 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр., 1 ил.

Description

Изобретение относится к способам использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья, содержащего соединения кремния, и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.
В последние годы, в связи с увеличением глубины переработки нефти, доля вторичных дистиллятов, вовлекаемых в переработку с целью получения моторных топлив, возрастает, соответственно пропорционально в сырье возрастает концентрация соединений кремния.
Основным источником кремниевых соединений являются различные добавки на основе полиметилсилоксанов, которые в значительном количестве применяются в термических процессах переработки нефти. Под действием высоких температур происходит их разрушение или разложение с образованием модифицированных силикагелей и фрагментов, которые отгоняются, главным образом, с бензиновой фракцией. Другие продукты также содержат некоторое количество кремния, но обычно в более низких концентрациях, чем в бензиновых погонах. В этой связи возникает необходимость разработки новых катализаторов защитного слоя, обладающих повышенной емкостью по диоксиду кремния.
Известно много вариантов процессов гидроочистки, включающих использование различных катализаторов защитного слоя. Процесс, как правило, проводят при условиях, типичных для гидроочистки нефтяных дистиллятов при различных соотношениях между катализаторами защитного и основного слоя.
При гидроочистке вторичного дистиллятного сырья кремнийорганические соединения разлагаются с образованием диоксида кремния, который, отлагаясь на поверхности катализаторов гидроочистки, приводит к их ускоренной дезактивации. Для минимизации дезактивации перед основными катализаторами гидроочистки располагают защитный слой из катализатора, не обладающего высокой активностью в целевых реакциях гидроочистки и способного извлекать из сырья большую часть соединений кремния, предохраняя основной катализатор гидроочистки от дезактивации. Пористая структура катализатора защитного слоя позволяет накапливать в катализаторе значительные количества диоксида кремния, при этом количество катализатора защитного слоя, загружаемого в реактор гидроочистки, подбирается таким образом, чтобы его емкости по диоксиду кремния было достаточно для обеспечения, запланированного межрегенерационного срока службы основного катализатора.
Известен способ каталитической гидроочистки лигроина, содержащего соединения кремния, взаимодействием сырья в присутствии водорода с использованием катализатора гидроочистки в условиях, которые эффективны для гидроочистки сырья, включающий стадию увлажнения катализатора гидроочистки водой, добавленной к сырью в количестве между 0,01 и 10% по объему.
(RU 2288939, 10.12.2006)
Недостатком способа является недостаточная эффективность катализатора гидроочистки, связанная с его увлажнением водой в количестве от 0,01 до 10% об. Влага оказывает существенное влияние на прочность катализатора, нарушает нормальный режим его эксплуатации, повышает интенсивность коррозии.
Известен способ гидроочистки нефтяных фракций при повышенных температуре и давлении и циркуляции водородсодержащего газа в две стадии с использованием пакета алюмооксидных катализаторов, который осуществляют при температуре 330-390°С, давлении 40-50 ати, циркуляции водородсодержащего газа 250-400 нм3/м3 сырья, объемной скорости подачи сырья 0,8-1,3 ч-1 использованием пакета катализаторов, который включает на первой стадии катализатор защитного слоя в качестве верхнего удерживающего слоя и алюмоникельмолибденовый катализатор (АНМ) в качестве нижнего слоя, при следующем соотношении компонентов, мас. %: катализатор защитного слоя 3,0-10,0; АНМ катализатор остальное. На второй стадии используют каталитический пакет, который включает алюмокобальтмолибденовый (АКМ) либо АНМ катализатор в качестве верхнего слоя и АКМ в качестве нижнего слоя, при следующем соотношении компонентов, мас. %: АКМ катализатор 20,0-30,0; АНМ катализатор - остальное.
(RU 2353644, 27.04.2009)
Недостатком известного способа гидроочистки нефтяных фракций является отсутствие в катализаторе защитного слоя компонента для улавливания кремния из сырья (ловушки для кремния), что приведет к ускоренной дезактивации и сокращению срока службы нижележащего катализатора основного слоя при переработке сырья с вовлечением компонентов вторичного происхождения.
Известен катализатор защитного слоя, содержащий биметаллическое комплексное соединение [Ni(H2O)2]2[Mo4O11(C6H5O7)2] с концентрацией 5,3-7,9 мас. %; носитель γ-Al2O3 - остальное. Технический результат заключается в повышенной емкости катализатора по диоксиду кремния, повышенной стойкости катализатора к дезактивации в условиях гидроочистки углеводородного сырья.
(RU 2653494, 20.05.2018)
Недостаток катализатора защитного слоя заключается в том, что его использование в процессе гидроочистки углеводородного сырья направлено на защиту катализатора гидроочистки только от соединений кремния. При переработке сырья с вовлечением компонентов вторичного происхождения отсутствие в защитном слое материалов активной фильтрации и катализатора гидрирования диолефинов приведет к увеличению перепада давления в реакторе и сокращению межрегенерационного срока службы основного катализатора.
Наиболее близким к предлагаемому является способ каталитической гидроочистки углеводородного сырья, содержащего кремний, включающий стадии контактирования углеводородного сырья в присутствии водорода с использованием первого катализатора гидроочистки (представляющего защитный слой катализатора при защите углеводородного сырья от кремния - ловушку для кремния), расположенного в двух последовательно связанных реакторах, при температуре, достигающей на выходе 410°С, для уменьшения содержания соединений кремния в углеводородном сырье; охлаждения обработанного таким образом сырья до температуры интервала от 280°С до 350°С; и контактирования охлажденного углеводородного сырья, выходящего из вышерасположенных по потоку реакторов для удаления соединений кремния, с использованием второго катализатора гидроочистки (основного катализатора), при условиях, эффективных для уменьшения концентрации соединений серы и соединений азота.
(RU 2459858, 27.08.2012; US 7713408 В2, 11.05.2010)
Недостатком известного способа каталитической гидроочистки углеводородного сырья, содержащего кремний, является то, что используемый в способе катализатор защитного слоя направлен на защиту углеводородного сырья только по отношению к кремнию, и не использованы другие слои защиты, например, материал активной фильтрации и катализатор гидрирования диолефинов.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья вторичного происхождения, обеспечивающего получение компонента сырья для процесса каталитического риформинга или сырья для нефтехимии.
Поставленная задача решается способом использования катализатора - ловушки кремния в процессе каталитической гидроочистки углеводородного сырья, который отличается тем, что катализатор - ловушку кремния используют в качестве компонента защитного слоя, который дополнительно содержит материал активной фильтрации и катализатор гидрирования диолефинов, расположенные соответственно над ловушкой кремния, сырье сначала пропускают через защитный слой для удаления механических примесей, диолефинов и соединений кремния, затем - через основной слой, содержащий сорбент для удаления соединений мышьяка и катализатор для обессеривания и деазотирования углеводородного сырья.
Материал активной фильтрации защитного слоя приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала с долей свободного объема 40-45%, катализатор гидрирования диолефинов защитного слоя также приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала, с долей свободного объема 60-80% и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 3,5% масс., соответственно, катализатор защитного слоя - ловушка кремния представляет собой алюмоникельмолибденовый катализатор с удельной поверхностью не менее 250 м2/г и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 7, % масс, соответственно, при соотношении компонентов защитного слоя - материал активной фильтрации/катализатор гидрирования олефинов/катализатор - ловушка кремния 20:(30÷50):(50÷30) % об.
Защитный слой загружают в два параллельно расположенных реактора, работающих попеременно во взаимно-переключаемом режиме, температура потока на выходе из защитного слоя не превышает 350°С, дальнейшее охлаждение осуществляют одновременно рециркуляцией части стабильного гидрогенизата и подачей квенча (захоложенного циркуляционного водородсодержащего газа) в газо-сырьевой поток, выходящий после защитного слоя катализатора, при этом соотношение исходное сырье/рециркулирующая часть стабильного гидрогенизата составляет 1/(1÷2,5), а количество квенча составляет 10-30% от общего расхода циркуляционного водородсодержащего газа.
В случае отработки защитного слоя в одном из двух параллельно-расположенных реакторов, работающих попеременно, сырье подают во второй реактор со свежим защитным слоем.
Основной слой состоит из сорбента для удаления соединений мышьяка, содержащего никель в количестве 5÷20% масс. на алюмооксидном носителе, и алюмоникельмолибденового катализатора, предназначенного для обессеривания и деазотирования сырья, содержащего никель, молибден и фосфор в количестве, не более, % масс. 4,0; 13,0; и 3,0, соответственно, и расположенного под сорбентом для удаления мышьяка, при этом соотношение сорбента мышьяка к катализатору гидрообессеривания и деазотирования в основном реакторе составляет 5/95% об., соответственно.
Сырье после защитного слоя проходит через основной слой, где происходит обессеривание и деазотирование углеводородного потока при следующих технологических параметрах: температура 250-280°С, давление 3,0-3,5 МПа, объемная скорость подачи сырья 4-5 ч-1, кратность циркуляции водородсодержащего газа 450-600 нм3/м3.
В качестве углеводородного сырья в процессе каталитической гидроочистки используют бензин коксования или его смеси с бензинами вторичного происхождения.
На фиг. 1 представлена схема каталитической очистки сырья.
1, 2 - реакторы с защитным слоем, содержащие катализатор - ловушку кремния;
3 - реактор с основным слоем;
4 - колонна ректификации;
I - углеводородное сырье;
II - циркулирующий водород со держащий газ;
III - углеводородный поток после защитного слоя;
IV - квенч (захоложенный циркуляционный водородсодержащий газ);
V - нестабильный гидрогенизат;
VI - рециркулят;
VII - стабильный гидрогенизат (компонент сырья риформинга или сырье для нефтехимии).
Углеводородное сырье I и циркулирующий водородсодержащий газ II поступают в один из реакторов 1 или 2 с защитным слоем для удаления механических примесей, гидрирования диолефинов и удаления соединений кремния из углеводородного сырья.
Частично очищенный углеводородный поток III охлаждают квенчем IV и рециркулятом VI (частью стабильного гидрогенизата) и направляют в реактор 3, где на основном каталитическом слое происходит очистка от соединений мышьяка, серы и азота.
Нестабильный гидрогенизат V из реактора 3 подвергают ректификации в ректификационной колонне 4, из которой выводят стабильный гидрогенизат VII, представляющий собой компонент сырья риформинга или сырье для нефтехимии. Часть стабильного гидрогенизата VI (рециркулят) направляют для охлаждения углеводородного потока III, выходящего после защитного слоя.
Ниже в таблицах 1, 2 и 3 представлены конкретные примеры разработанного способа использования катализатора - ловушки кремния.
Из данных таблиц 1, 2 и 3, иллюстрирующих каталитическую гидроочистку различных сырьевых потоков, содержащих кремний, мышьяк, серу и азот видно, что сырье эффективно гидроочищается через применение способа по представленному изобретению.
Адсорбционная емкость катализатора - ловушки кремния, обеспечивает снижение содержания кремния до уровня менее 0,1 ppm.
Технический результат - разработан способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья вторичного происхождения, обеспечивающий получение компонента сырья для каталитического риформинга или сырья для нефтехимии, что приводит к значительному снижению содержания серы и азота, полному отсутствию мышьяка, при этом содержание кремния в сырьевом потоке снижается до уровня менее 0,1 ppm.
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003

Claims (6)

1. Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья, отличающийся тем, что катализатор - ловушку кремния используют в качестве компонента защитного слоя, который дополнительно содержит материал активной фильтрации и катализатор гидрирования диолефинов, расположенные соответственно над ловушкой кремния, при этом катализатор - ловушка кремния представляет собой алюмоникельмолибденовый катализатор с удельной поверхностью не менее 250 м2/г и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 7, % масс, соответственно, материал активной фильтрации приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала с долей свободного объема 40-45%, катализатор гидрирования диолефинов также приготовлен на основе высокопористого ячеистого материала с долей свободного объема 60-80% и содержанием никеля и молибдена не более 1,5 и 3,5% масс., соответственно, сырье сначала пропускают через защитный слой для удаления механических примесей, диолефинов и кремния, затем - через основной слой, состоящий из сорбента для удаления мышьяка, и алюмоникельмолибденового катализатора, предназначенного для обессеривания и деазотирования углеводородного сырья, при этом сорбент для удаления соединений мышьяка содержит никель в количестве 5÷20% масс. на алюмооксидном носителе и алюмоникельмолибденовый катализатор, предназначенный для обессеривания и деазотирования сырья, содержит никель, молибден и фосфор в количестве не более, % масс. 4,0; 13,0; и 3,0, соответственно.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношение компонентов защитного слоя - материал активной фильтрации/катализатор гидрирования олефинов/катализатор - ловушка кремния составляет 20:(30÷50):(50÷30) % об.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что защитный слой загружают в два параллельно расположенных реактора, работающих попеременно во взаимно-переключаемом режиме, температура потока на выходе из защитного слоя не превышает 350°С, дальнейшее охлаждение осуществляют одновременно рециркуляцией части стабильного гидрогенизата и подачей квенча в газо-сырьевой поток, выходящий после защитного слоя катализатора, при этом соотношение исходное сырье/рециркулирующая часть стабильного гидрогенизата составляет 1/(1÷2,5), а количество квенча составляет 10-30% от общего расхода циркуляционного водородсодержащего газа.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что алюмоникельмолибденовыйо катализатор основного слоя, предназначенный для обессеривания и деазотирования сырья, расположен под сорбентом для удаления мышьяка, при этом соотношение сорбента мышьяка к катализатору для гидрообессеривания и деазотирования в основном реакторе составляет 5/95% об. соответственно.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что углеводородный поток после защитного слоя проходит через основной слой, где происходит удаление соединений мышьяка, обессеривание и деазотирование углеводородного потока при следующих технологических параметрах: температура 250-280°С, давление 3,0-3,5 МПа, объемная скорость подачи сырья 4-5 ч-1, кратность циркуляции водородсодержащего газа 450-600 нм3/м3.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного сырья в процессе каталитической гидроочистки используют бензин коксования или его смеси с бензинами вторичного происхождения.
RU2019131188A 2019-10-03 2019-10-03 Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья RU2732912C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019131188A RU2732912C1 (ru) 2019-10-03 2019-10-03 Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019131188A RU2732912C1 (ru) 2019-10-03 2019-10-03 Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2732912C1 true RU2732912C1 (ru) 2020-09-24

Family

ID=72922361

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019131188A RU2732912C1 (ru) 2019-10-03 2019-10-03 Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2732912C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5118406A (en) * 1991-04-30 1992-06-02 Union Oil Company Of California Hydrotreating with silicon removal
WO2014120491A1 (en) * 2013-02-01 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels
EP1651347B1 (en) * 2003-06-16 2018-10-17 Shell International Research Maatschappij B.V. A process for the selective hydrogenation of diolefins contained in an olefin containing stream and for the removal of arsenic therefrom
RU2680386C1 (ru) * 2017-12-28 2019-02-20 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Способ гидрогенизационной переработки углеводородного сырья
RU2691067C1 (ru) * 2018-12-27 2019-06-10 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Способ гидрогенизационного облагораживания углеводородного сырья
RU2693380C1 (ru) * 2018-12-20 2019-07-02 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук" (ИК СО РАН) Способ очистки дизельного топлива от соединений кремния

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5118406A (en) * 1991-04-30 1992-06-02 Union Oil Company Of California Hydrotreating with silicon removal
EP1651347B1 (en) * 2003-06-16 2018-10-17 Shell International Research Maatschappij B.V. A process for the selective hydrogenation of diolefins contained in an olefin containing stream and for the removal of arsenic therefrom
WO2014120491A1 (en) * 2013-02-01 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels
RU2680386C1 (ru) * 2017-12-28 2019-02-20 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Способ гидрогенизационной переработки углеводородного сырья
RU2693380C1 (ru) * 2018-12-20 2019-07-02 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук" (ИК СО РАН) Способ очистки дизельного топлива от соединений кремния
RU2691067C1 (ru) * 2018-12-27 2019-06-10 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Способ гидрогенизационного облагораживания углеводородного сырья

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102803443B (zh) 裂解汽油原料的选择性氢化和加氢脱硫的方法
JP5448330B2 (ja) オクタン価の喪失が少ない分解ガソリンの深度脱硫方法
CN1900230B (zh) 使烯烃汽油脱硫以限制硫醇含量的新方法
JP4977299B2 (ja) ナフサ脱硫のための多段水素化処理方法
RU2666589C1 (ru) Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода
US4645587A (en) Process for removing silicon compounds from hydrocarbon streams
CN1766057A (zh) 生产低硫低烯烃汽油的方法
CN106147839B (zh) 一种降低汽油硫含量的方法
CN1448481A (zh) 低硫和硫醇含量烃的生产方法
JP2005501130A (ja) メルカプタンを除去するための接触ストリッピング
CN111808634A (zh) 石脑油加氢处理方法
CN102399585B (zh) 一种生产低硫汽油的方法
WO2003085068A1 (en) Selective hydrodesulfurization of naphtha streams
RU2652982C2 (ru) Способ гидрообессеривания углеводородных фракций
RU2732912C1 (ru) Способ использования катализатора - ловушки кремния в процессе гидрогенизационной переработки нефтяного сырья
CN101492605B (zh) 一种页岩油加氢工艺方法
CN1119398C (zh) 一种烃油的转化方法
US6447673B1 (en) Hydrofining process
CN114437804B (zh) 一种高氮原料油的加氢裂化方法
CN111849552B (zh) 一种煤焦油全馏分加氢提质的方法及其系统
CN109777495A (zh) 一种炼厂气体组合加工方法
CN109777488B (zh) 一种炼厂气体组合加工工艺
CN102757817B (zh) 一种汽油加工处理方法
AU2001251658B2 (en) Production of low sulfur/low aromatics distillates
CN109575992B (zh) 一种低硫汽油的清洁生产方法