CN115725331A - 一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 - Google Patents
一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115725331A CN115725331A CN202211345700.5A CN202211345700A CN115725331A CN 115725331 A CN115725331 A CN 115725331A CN 202211345700 A CN202211345700 A CN 202211345700A CN 115725331 A CN115725331 A CN 115725331A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- separation reactor
- cold high
- reactor
- separation
- separator
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000013461 design Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 20
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 54
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 20
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 17
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 8
- -1 naphtha Substances 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 4
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 4
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 abstract description 9
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途,所述分离反应器包括下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口,底部设置分离反应器液相出口;所述上部反应器包括催化剂床层和支撑盘,所述分离反应器气相出口连接冷高分,所述分离反应器液相出口连接分馏系统;所述冷高分顶部设有冷高分气体出口,底部设有冷高分液相出口,所述冷高分液相出口连接分馏系统。本发明提供一种将集气液分离器和反应器于一体的“分离反应器”,能将反应产物中的柴油及以上馏分进行加氢脱除硫、氮和金属杂质,使烯烃和芳烃得到饱和,产品达到合格标准,无需再去固定床加氢装置进行精制。
Description
技术领域
本发明涉及一种重劣质油加氢分离反应器及工艺,属于石油化工和煤化工领域。
背景技术
近年来,随着原油日益重质化、劣质化,重劣质油一次加工后的重组份(常减压渣油)硫、氮、胶质、沥青质、金属等杂质含量较高,常规固定床加氢很难加工处理,普遍采用沸腾床加氢或浆态床(悬浮床)加氢。然而,这两种加氢工艺虽然能加工处理重劣质油,能使重劣质油轻质化,生产出石脑油、汽油、柴油、蜡油等馏分,但受制于反应机理的限制,其脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等加氢效果不理想,产品中一般多为硫、氮、烯烃、芳烃、金属等指标超标,达不到合格标准,为此,还需为这些产品匹配相应的固定床加氢装置,如:石脑油加氢、汽油加氢、柴油加氢等。
常规的一次加工后的重组份经沸腾床或浆态床加氢工艺基本相同,原料油、氢气经加热后混合进入反应器进行反应,反应产物经分离系统进行气液分离,氢气循环利用,液相经分馏系统分离出石脑油、汽油、柴油、蜡油等组分。
常规的沸腾床、浆态床加氢工艺存在以下缺陷:由于反应机理所限,脱硫率<5%,脱氮率<70%,烯烃、芳烃饱和率<50,产品不符合标准,无法直接销售,这些不合格产品还需经相应的再次加氢装置进行精制才能合格,这就增大了投资,增加了占地面积,增加了能耗、人工成本、管理成本等。
发明内容
为了解决现有技术沸腾床和浆态床经过热高分和分馏后需要再经过加氢装置才能生产出合格产品的问题,本发明在经过大量研究和试验的基础上,提出一种分离反应器和一种采用该分离反应器工艺和用途,能在沸腾床和浆态床加氢装置后直接生产出合格的石脑油、汽油、产油产品。
本发明的技术方案:
一种分离反应器,其特征在于包括下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口,底部设置分离反应器液相出口;所述上部反应器包括催化剂床层和支撑盘,所述分离反应器气相出口连接冷高分,所述分离反应器液相出口连接分馏系统;所述冷高分顶部设有冷高分气体出口,底部设有冷高分液相出口,所述冷高分液相出口连接分馏系统。
优选的,所述催化剂床层设置单个或多个床层,每个床层设有支撑盘。
优选的,所述分离反应器气相出口设置温度控制回路,控制加氢反应深度,所述控制回路包括温度检测点,所述温度控制回路包括连接于冷却介质管路的调节阀控制冷却介质的量。
进一步优选的,冷却介质为蜡油、和/或柴油。
优选的,包括多层催化剂床层,床层之间设置冷氢控制回路。
优选的,所述分馏系统为低压系统,包括热低压分离器、常压分馏塔、减压分馏塔,顶部设有分馏系统顶部出口,侧线包括石脑油出口、汽油出口、柴油出口,底部设有分馏系统底部出口。
一种分离反应器工艺,其特征在于采用前述的分离反应器,包括以下流程:自沸腾床加氢或浆态床加氢来的反应产物,通过所述反应产物进料口进入所述分离反应器,在所述下部分离器中,反应产物进行气液两相分离,气相中为包含氢气、液化气、石脑油、柴油、蜡油的小于370℃的馏分,经上部反应器进行加氢反应,脱除包括硫、氮的杂质,自上部分离反应器气相出口出来后,经冷却至45~60℃送往冷高分;所述冷高分气相为循环氢,经冷高分气体出口返回到反应加热炉循环使用,液相组分通过所述冷高分液相出口送往分馏系统;分馏系统利用不同组分的沸点不同蒸馏出不同的组分,包括液态烃、石脑油、汽油、柴油、轻蜡油、重蜡油、未转化油,其中蜡油组分送往催化裂化装置或蜡油加氢裂化装置进行深加工;石脑油、汽油、柴油组分送往产品罐区。
优选的,所述分离反应器的操作温度为300℃-450℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;冷高分的操作温度40℃-65℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;分馏系统为低压系统,操作压力范围在3.5Mpa~-2kpa。
前述一种分离反应器的应用,其特征在于应用于沸腾床加氢工艺、浆态床加氢工艺,所述沸腾床加氢工艺指以蜡油、渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油的一种或者多种组合为原料进行加工;所述浆态床加氢工艺指以原油、渣油、催化油浆、脱油沥青、沥青、油砂油、页岩油和煤焦油中的一种或者多种组合原料进行加工。
一种分离反应器的设计方法,其特征在于设计所述分离器包括下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口,底部设置分离反应器液相出口;所述上部反应器包括催化剂床层和支撑盘,所述分离反应器气相出口连接冷高分,所述分离反应器液相出口连接分馏系统;所述冷高分顶部设有冷高分气体出口,底部设有冷高分液相出口,所述冷高分液相出口连接分馏系统。
本发明的有益技术效果:
本发明提供一种将集气液分离器和反应器于一体的“分离反应器”,取代现有的沸腾床加氢或浆态床加氢装置中的热高分,本发明能将反应产物中的柴油及以上馏分进行加氢脱除硫、氮和金属杂质,使烯烃和芳烃得到饱和,产品达到合格标准,无需再去固定床加氢装置进行精制。
本发明提供一种分离反应器工艺,采用上述分离反应器,是将上游反应产物进行气液分离的同时,对气相组分进行加氢精制,利用上游反应产物所含的氢气和反应热,在分离反应器上部进行加氢反应,进料自有温度一般在300℃-450℃范围,高于分离反应器所需的加氢反应温度,通过控制回路注入冷柴油或蜡油组分来控制反应温度,反应温度取决于原料性质和催化剂性能(选择性),如反应器设置了多个床层,可在床层间设置冷氢来控制床层温度。
分离反应器的最大效果是在不增加与沸腾床加氢和浆态床加氢装置产品(包括石脑油、汽油、柴油组分)配套的加氢工艺装置的情况下,在沸腾床加氢和浆态床加氢装置即可实现生产的石脑油、汽油、柴油等组分达到脱硫、脱氮、脱氧、烯烃饱和、芳烃饱和等功能,使产品达到合格标准。其中,石脑油组分:硫含量≤0.2mg/kg,烯烃含量≤0.1%(体积百分数);汽油组分:硫含量≤10mg/kg,烯烃含量≤18%(体积百分数),芳烃含量≤35%(体积百分数);柴油组分:硫含量≤50mg/kg,多环芳烃含量≤11%(体积百分数)。各组分指标符合国家标准,可以作为成品油的调和组分。
本发明的一种分离反应器及工艺的投资很小,不到新建不合格产品配套装置投资的十分之一,并且,在能耗、占地、操作费用和管理费用等方面,与新建装置相比几乎可以忽略不计。为同时满足反应产物气液分离和气相反应产物加氢脱硫、脱氮、加氢饱和反应功能于一体的分离反应器和工艺。
附图说明
图1为本发明实施例1的一种分离反应器工艺的简图;
附图标号:1-反应产物进料口,2-分离反应器,3-分离反应器液相出口,4-分离反应器气相出口,5-催化剂床层,6-支撑盘,7-冷油,8-调节阀,9-控制回路,10-分馏系统,11-石脑油出口,12-汽油出口,13-柴油出口,14-冷高分,15-冷高分液相出口,16-冷高分气相出口,17-分馏系统顶部出口,18-分馏系统底部出口,19-温度检测点;
图2为对比例1采用常规热高分工艺简图;
附图标号:1’-反应产物进料口,2’-热高分,3’-热高分液相出口,4’-热高分气相出口,5’-分馏系统,6’-石脑油,7’-汽油,8’-柴油,9’-冷高分,10’-冷高分液相出口,11’-冷高分气相出口。
具体实施方式
为进一步阐述本发明的具体特征,将结合附图和具体实施例加以说明。
实施例1
如图2所示,一种分离反应器2,包括由下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口1,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口4,底部设置分离反应器液相出口3。所述下部分离器接收反应产物自反应产物进料口1进入,在此空间进行气液两相分离,液相从底部的所述分离反应器液相出口3排出,气相进入所述上部反应器;所述上部反应器包括催化剂床层5和支撑盘6,气相通过催化剂床层5进行加氢反应,自顶部分离反应器气相出口4经冷却后进入冷高分14;所述冷高分14顶部设有冷高分气体出口16,底部设有冷高分液相出口15;所述分馏系统10为低压系统,包括但不限于:热低压分离器、常压分馏塔、减压分馏塔,操作压力范围在3.5Mpa~-2kpa,接收分离反应器液相组分和冷高分液相组分,顶部设有分馏系统顶部出口17,侧线设有石脑油出口11、汽油出口12、柴油出口13,底部设有分馏系统底部出口18。
所述催化剂床层5的床层高度和催化剂选择性是由原料性质和要求的目标产品质量决定的,可设置单个或多个床层,每个床层设有支撑盘。
所述分离反应器气相出口4设置温度控制回路9,控制加氢反应深度,控制回路9通过温度检测19来判定反应温度的高低,再通过调节阀8控制冷却介质例如冷油7的量来控制温度检测点19达到控制值,冷却介质7选用但不限于蜡油、柴油等组分,如设置了多层催化剂床层,还可在床层5之间设置冷氢控制回路,严格控制床层温度,防止超温。
实施例2
本实施例为采用实施例1的分离反应器的工艺,自沸腾床加氢或浆态床加氢来的反应产物,通过所述反应产物进料口1进入所述分离反应器2,操作温度为300℃-450℃,操作压力为8Mpa-20Mpa,在下部分离器中,反应产物进行气液两相分离,气相中包含氢气和、液化气、石脑油、柴油、少量的蜡油等<370℃的馏分,经上部反应器进行加氢反应,脱除硫、氮等杂质,自上部分离反应器气相出口4出来后,经冷却至45~60℃送往冷高分14,操作温度40℃-65℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;冷高分14气相为循环氢,经冷高分气相出口16返回到反应加热炉循环使用,液相组分从冷高分液相出口15送往分馏系统10;分馏系统10是利用不同组分的沸点不同蒸馏出不同的组分,操作压力范围在3.5Mpa~-2kpa,一般但不限于以下产品:液态烃、石脑油、汽油、柴油、轻蜡油、重蜡油、未转化油等,其中蜡油组分会送往催化裂化装置或蜡油加氢裂化装置进行深加工;石脑油11、汽油12、柴油13组分已在分离反应器进行了加氢精制,均已合格,送完产品罐区。
对比例1:
本对比例为常规热高分工艺。常规沸腾床加氢或浆态床加氢工艺基本相同,原料油、氢气经加热后混合进入反应器进行反应,反应产物经分离系统进行气液分离,氢气循环利用,液相经分馏系统分离出石脑油、汽油、柴油、蜡油等组分。如图2所示,自反应器出口以后的工艺流程为:自反应器来的反应产物从反应产物进料口1’进入到热高分2’,操作温度为300℃-450℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;热高分2’下部的液相依靠与分馏系统5’的压力降从热高分液相出口3’送往分馏系统5’,分馏系统5’为低压系统,包括但不限于:热低压分离器、常压分馏塔、减压分馏塔,操作压力范围在3.5Mpa~-2kpa;热高分2上部的气相4从热高分气相出口4’经过冷却送往冷高分9’,操作温度40℃-65℃,操作压力为8Mpa-20Mpa,气相氢气从冷高分气相出口11’返回到反应加热炉循环使用,液相组分从冷高分液相出口10’送往分馏系统5’;分馏系统5’是利用不同组分的沸点不同蒸馏出不同的组分,一般但不限于以下产品:液态烃、石脑油、汽油、柴油、轻蜡油、重蜡油、未转化油等,其中蜡油组分会送往催化裂化装置或蜡油加氢裂化装置进行深加工;石脑油6’、汽油7’、柴油8’组分由于硫、氮、烯烃、芳烃、金属等指标不合格,会送往相应的加氢装置进行二次加氢精制,脱除硫、氮和金属杂质,使烯烃和芳烃得到饱和,最终生产处合格的石脑油、汽油、柴油产品。
脱硫效果比对:
经计算对比,实施例1比对比实施例1的脱硫效果显著,在原料油的硫含量均为大于2%的情况下,对比实施例1工艺石脑油馏分中的硫含量>100mg/kg,柴油馏分硫含量>500mg/kg,蜡油馏分硫含量大于500mg/kg。实施例1工艺中,石脑油组分硫含量≤0.2mg/kg,汽油组分硫含量≤10mg/kg,柴油组分硫含量≤50mg/kg。且无需搭建配套的加氢工艺装置、热高分。
以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式,但本发明的保护范围并不局限于此,任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内,可轻易想到的变化或替换,都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此,本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种分离反应器,其特征在于包括下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口,底部设置分离反应器液相出口;所述上部反应器包括催化剂床层和支撑盘,所述分离反应器气相出口连接冷高分,所述分离反应器液相出口连接分馏系统;所述冷高分顶部设有冷高分气体出口,底部设有冷高分液相出口,所述冷高分液相出口连接分馏系统。
2.根据权利要求1所述的一种分离反应器,其特征在于所述催化剂床层设置单个或多个床层,每个床层设有支撑盘。
3.根据权利要求1所述的一种分离反应器,其特征在于所述分离反应器气相出口设置温度控制回路,控制加氢反应深度,所述控制回路包括温度检测点,所述温度控制回路包括连接于冷却介质管路的调节阀控制冷却介质的量。
4.根据权利要求3所述的一种分离反应器,其特征在于冷却介质为蜡油、和/或柴油。
5.根据权利要求1所述的一种分离反应器,其特征在于包括多层催化剂床层,床层之间设置冷氢控制回路。
6.根据权利要求1所述的一种分离反应器,其特征在于所述分馏系统为低压系统,包括热低压分离器、常压分馏塔、减压分馏塔,顶部设有分馏系统顶部出口,侧线包括石脑油出口、汽油出口、柴油出口,底部设有分馏系统底部出口。
7.一种分离反应器工艺,其特征在于采用权利要求1-6任一所述的分离反应器,包括以下流程:自沸腾床加氢或浆态床加氢来的反应产物,通过所述反应产物进料口进入所述分离反应器,在所述下部分离器中,反应产物进行气液两相分离,气相中为包含氢气、液化气、石脑油、柴油、蜡油的小于370℃的馏分,经上部反应器进行加氢反应,脱除包括硫、氮的杂质,自上部分离反应器气相出口出来后,经冷却至45~60℃送往冷高分;所述冷高分气相为循环氢,经冷高分气体出口返回到反应加热炉循环使用,液相组分通过所述冷高分液相出口送往分馏系统;分馏系统利用不同组分的沸点不同蒸馏出不同的组分,包括液态烃、石脑油、汽油、柴油、轻蜡油、重蜡油、未转化油,其中蜡油组分送往催化裂化装置或蜡油加氢裂化装置进行深加工;石脑油、汽油、柴油组分送往产品罐区。
8.根据权利要求7所述的一种分离反应器工艺,其特征在于所述分离反应器的操作温度为300℃-450℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;冷高分的操作温度40℃-65℃,操作压力为8Mpa-20Mpa;分馏系统为低压系统,操作压力范围在3.5Mpa~-2kpa。
9.权利要求1-6任一所述的一种分离反应器的应用,其特征在于应用于沸腾床加氢工艺、浆态床加氢工艺,所述沸腾床加氢工艺指以蜡油、渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油的一种或者多种组合为原料进行加工;所述浆态床加氢工艺指以原油、渣油、催化油浆、脱油沥青、沥青、油砂油、页岩油和煤焦油中的一种或者多种组合原料进行加工。
10.一种分离反应器的设计方法,其特征在于设计所述分离器包括下部分离器和上部反应器,所述下部分离器的下部设置反应产物进料口,所述分离反应器的顶部设置分离反应器气相出口,底部设置分离反应器液相出口;所述上部反应器包括催化剂床层和支撑盘,所述分离反应器气相出口连接冷高分,所述分离反应器液相出口连接分馏系统;所述冷高分顶部设有冷高分气体出口,底部设有冷高分液相出口,所述冷高分液相出口连接分馏系统。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211345700.5A CN115725331A (zh) | 2022-10-31 | 2022-10-31 | 一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211345700.5A CN115725331A (zh) | 2022-10-31 | 2022-10-31 | 一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115725331A true CN115725331A (zh) | 2023-03-03 |
Family
ID=85295277
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211345700.5A Pending CN115725331A (zh) | 2022-10-31 | 2022-10-31 | 一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115725331A (zh) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101591563A (zh) * | 2009-06-25 | 2009-12-02 | 中国石油化工集团公司 | 一种沸腾床加氢与固定床加氢的组合工艺 |
CN203602560U (zh) * | 2013-11-20 | 2014-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渣油加氢处理装置 |
CN104388117A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-03-04 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种重油加氢裂化生产高品质燃料油的方法 |
CN107298984A (zh) * | 2017-07-24 | 2017-10-27 | 上海英保能源化工科技有限公司 | 一种煤焦油全馏分沸腾床加氢方法 |
-
2022
- 2022-10-31 CN CN202211345700.5A patent/CN115725331A/zh active Pending
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101591563A (zh) * | 2009-06-25 | 2009-12-02 | 中国石油化工集团公司 | 一种沸腾床加氢与固定床加氢的组合工艺 |
CN203602560U (zh) * | 2013-11-20 | 2014-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渣油加氢处理装置 |
CN104388117A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-03-04 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种重油加氢裂化生产高品质燃料油的方法 |
CN107298984A (zh) * | 2017-07-24 | 2017-10-27 | 上海英保能源化工科技有限公司 | 一种煤焦油全馏分沸腾床加氢方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2722644C1 (ru) | Многоступенчатый гидрокрекинг кубового остатка | |
US9725661B2 (en) | Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels | |
CA2414489C (en) | Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation | |
KR101351147B1 (ko) | 멀티스테이지 리지드 하이드로크랙킹 | |
CN105008494B (zh) | 渣油加氢裂化和溶剂脱沥青的整合 | |
CN101684417B (zh) | 一种优化的加氢-催化裂化组合工艺方法 | |
AU761961B2 (en) | Integrated hydroconversion process with reverse hydrogen flow | |
CN105102590B (zh) | 沥青质沥青在沸腾床渣油加氢裂化过程中的转化 | |
JP2008524386A (ja) | 高転化率水素化処理 | |
TWI486435B (zh) | 殘餘物加氫裂解處理技術 | |
CN101591563B (zh) | 一种沸腾床加氢与固定床加氢的组合工艺 | |
WO2003080769A1 (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils | |
US7507326B2 (en) | Process for the upgrading of the products of Fischer-Tropsch processes | |
CN105051163A (zh) | 渣油加氢裂化和加氢处理的集成 | |
CN107987879B (zh) | 一种兼产重石脑油和尾油的加氢裂化方法 | |
WO2010093732A2 (en) | Selective staging hydrocracking | |
CN103059997B (zh) | 渣油加氢处理和延迟焦化组合工艺方法 | |
MXPA04008777A (es) | Metodo e instalacion para refinacion de petroleo. | |
CN115725331A (zh) | 一种分离反应器、工艺及其设计方法和用途 | |
US8828218B2 (en) | Pretreatment of FCC naphthas and selective hydrotreating | |
CN116004283B (zh) | 一种生产低硫重石脑油的加氢裂化方法 | |
CN113122319B (zh) | 生产优质重整原料的加氢裂化工艺 | |
CN114058404A (zh) | 具有若干个加氢转化阶段、并入脱沥青步骤的转化渣油加氢的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |