CN115895718B - 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 - Google Patents
一种脱油沥青加氢裂化处理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115895718B CN115895718B CN202211407097.9A CN202211407097A CN115895718B CN 115895718 B CN115895718 B CN 115895718B CN 202211407097 A CN202211407097 A CN 202211407097A CN 115895718 B CN115895718 B CN 115895718B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- asphalt
- heavy
- hydrocracking
- deoiled
- 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.)
- Active
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 76
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 11
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 8
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000010724 circulating oil Substances 0.000 claims description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 4
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 4
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- -1 VIB group metal oxide Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 claims description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 10
- 239000000571 coke Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004939 coking Methods 0.000 abstract description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000013064 chemical raw material Substances 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 52
- 239000000047 product Substances 0.000 description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000010771 distillate fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
本发明公开一种脱油沥青加氢裂化处理方法,该方法充分利用溶剂脱沥青装置脱油沥青中芳烃、金属元素、硫含量高等特点,将脱油沥青与其他重劣质油进行混合,掺入0‑3%的催化剂配制成原料油,经预热后进入加氢裂化反应器内,在反应温度445‑470℃、反应压力8‑22MPa、氢油比800‑3000NL/kg、空速0.5‑1.0h‑1条件下,将脱油沥青转化为高清洁汽柴油产品和化工原料。根据本发明的方法,不仅可以有效解决脱油沥青黏度大难以输送、反应器易结焦装置难以长周期稳定运行等问题,而且可以实现脱油沥青与重油的协同高效转化,提高脱油沥青转化率和利用率,降低焦炭收率和补硫剂的使用量,有效保证了装置的长周期稳定运行。
Description
技术领域
本发明属于原油处理技术领域,涉及重劣质油的处理,特别涉及一种脱油沥青加氢裂化处理方法。
背景技术
当前重劣质油加工主要包括脱碳路线的焦化、溶剂脱沥青、重油催化裂化以及加氢路线的固定床、沸腾床、悬浮床和移动床,其中固定床原料要求苛刻,原料转化率低(<35%),难以加工高金属、高残炭的原料油;沸腾床转化率较高(<60%),但只能加工金属含量<400μg/g、残炭<18wt%的原料油;悬浮床具有较高的转化率(>90%),可以加工高金属、高残炭、高硫氮以及高黏度的重劣质油,实现重油的深度转化,获得较高的液体收率和清洁的液体产品。
溶剂脱沥青工艺通过溶剂萃取的方法,从渣油中分离出富含饱和烃和芳香烃的脱沥青油,大部分的金属、硫氮化物等浓缩富集于胶质和沥青质含量较高的脱油沥青组分,由于其密度大、黏度高、硫氮及金属等杂原子含量高,一般用作道路沥青的调和组分或气化原料,导致渣油利用率低,严重影响了企业的经济效益。
USP7214308公开了一种溶剂脱沥青与沸腾床有效结合的工艺过程。该工艺主要特点是减压渣油经溶剂脱沥青装置,采用C4和C5溶剂获得脱沥青油和脱油沥青,分别采用沸腾床工艺加工,根据原料性质来设计和优化工艺条件,其中脱沥青油反应器操作条件:反应压力3.45-20.69MPa,反应温度388-834℃,液体体积空速0.2-1.5h-1。脱油沥青沸腾床反应条件:反应压力10-20.69MPa,反应温度399-454℃,液体空速0.1-1.0h-1,渣油总转化率大于65%。该方法采用两套沸腾床加氢体系,装置投资大,操作复杂,总转化率低,脱油沥青的沸腾床反应器结焦严重,液体收率低,从而影响装置平稳运转。
CN1393525A公开了一种溶剂脱沥青、固定床加氢裂化和催化裂化相组合加工高硫高金属渣油的方法。渣油经过溶剂抽提得到脱沥青油和脱油沥青,其中脱沥青油与任选催化裂化重循环油送入固定床加氢处理装置改质,加氢尾油送入催化裂化装置裂解,其产物中全部或部分重循环油循环至固定床加氢处理装置,全部或部分催化油浆循环回溶剂脱沥青装置。这一方法存在溶剂脱沥青装置脱除的量没有较好地加一利用,这部分组分难以成为沥青产品,只能作为沥青调和料或燃料油,造成资源浪费。
发明内容
为了克服上述现有技术的缺点,本发明的目的在于提供一种脱油沥青加氢裂化处理方法,该方法可以实现重劣质油的深度转化,使脱油沥青转化为有价值的汽柴油等轻质燃料油或化工产品,实现了渣油的高效转化和清洁化利用,获得较高收率的液体产品。
为了实现上述目的,本发明采用的技术方案是:
一种脱油沥青加氢裂化处理方法,将脱油沥青单独或者与其他重劣质油混合均匀后,加入一定量的催化剂,经加热炉预热至445-470℃,进入加氢裂化反应器内进行反应,生成的气体、汽油、柴油、蜡油和尾油出装置。
所述脱油沥青来源于丙烷、异丁烷、正丁烷或正戊烷溶剂脱沥青装置的重组分,其原料软化点>150℃,密度>1.0g/cm3,残炭>35wt%,初馏点>500℃。
所述重劣质油为石油基重油馏分或煤基重馏分油中的一种或者一种以上的混合物,所述石油基重油馏分包括常压渣油、减压渣油、催化油浆、减黏裂化渣油;所述煤基重馏分油包括低温煤焦油、高温煤焦油,重劣质油原料为馏程>450℃的馏分,或密度>0.95g/cm3或金属镍和钒的含量>400μg/g或者硫含量>2.0wt%。
所述脱油沥青与其他重劣质油的重量比为1:0-100,优选为1:20-100。
所述催化剂的载体为多孔性碳基材料中的一种或几种,活性组分为铁、钼、镍或钴等的一种或几种,多孔性碳基材料为褐煤或活性炭等。
所述催化剂的平均粒径范围为0.1-150μm,中平均粒径60-80μm,比表面积200-500m2/g,催化剂中活性组分以重量计,催化剂含Ⅷ族金属氧化物5-40%,含第VIB族金属氧化物0.1-1.0%。
所述催化剂的添加量为0-3%。
所述加氢裂化反应器为一种或一种以上的组合形式,反应器数量为1个、2个或者3个,加氢裂化反应条件为:反应温度445-470℃、反应压力8-22MPa、氢油比800-3000NL/kg、空速为0.5-1.0h-1、催化剂加入量0-3%、尾油循环量5-30%。
所述尾油全部或部分作为循环油使用,循环油的量为原料进料量的5-30%,优选为10-20%。
所述的循环油可以热高分产物中的蜡油馏分或重油馏分的一种或者两者的混合物。
本发明方法中,可以根据原料性质及目标产品来确定具体的工艺条件,工艺条件的优化和确定是本领域技术人员熟知的内容。
与现有技术相比,本发明的有益效果是:
1、将常见的重劣质油与粘度较高的溶剂脱油沥青进行混合加工,能够对脱油沥青起到稀释作用,降低溶剂脱油沥青的粘度,提高混合原料的稳定性,满足原料输送要求。
2、采用多孔性碳基催化剂,利用多孔性碳基载体高比表面积特性起到抑焦、捕焦及载焦的功能,同时兼具高催化加氢活性的特点,提高加氢反应效果,降低焦炭产量,获得清洁的燃料油产品。
3、采用该方法可以处理高残炭、高硫、高金属含量的重劣质渣油,特别是可以处理高粘度的劣质原料,该工艺充分利用脱油沥青芳烃含量高以及硫含量高等特点,提高渣油转化效果,实现脱油沥青的深度转化,同时降低补硫剂含量,获得较高的液体收率和高品质清洁燃料油。
附图说明
图1为本发明脱油沥青加氢工艺流程示意图(无循环)。
图2为本发明脱油沥青加氢工艺流程示意图(有循环)。
图中:1-脱油沥青,2-重劣质油,3-原料罐,4-高压泵,5-预热器,6-加氢裂化反应器,7-热高分,8-缓冲罐,9-热高分接收罐,10-冷高分,11-油水分离罐,12-酸性水接收罐,13-冷高分接收罐,14-循环氢压缩机,15-新氢压缩机。
具体实施方式
下面结合图1,具体说明本发明提供的方法和效果,但本发明并不因此而受到任何限制。
将脱油沥青1与重劣质油2混合均匀,加入一定量的催化剂,搅拌均匀后通过氮气压送的方式进入原料罐3,经高压泵4与新氢压缩机15提供的新氢、循环氢压缩机14提供的循环氢混合后经预热器5加热并进入加氢裂化反应器6,在反应温度445-470℃、压力8-22MPa、氢油比1000-3000NL/kg、空速为0.5-1.0h-1、尾油循环量5-30%条件下,进行加氢裂化反应,重油大分子烃类发生深度加氢裂化反应转化为轻质组分或者更小的烃类分子,同时脱除金属、硫等杂原子,反应产物进入热高分7进行分离,获得重质组分和轻质组分,其中轻质组分进入冷高分10进行进一步分离,富含氢气的气相作为循环氢经循环氢压缩机14返回反应系统,剩余的油水混合物经油水分离罐11静置处理后,酸性水排入酸性水接收罐12,轻质馏分油进入冷高分接收罐13。含固重质组分经降压处理后进入缓冲罐8,最终排入热高分接收罐9,热高分产物部分作为循环油返回原料罐3继续反应,剩余热高分外排出系统,循环油量根据转化率或加工方案确定。上述加氢裂化反应器可根据实际情况,设置一个、两个或者三个反应器。
图2为本发明提供方法的另一种实施方式的流程图,由图2可知,热高分产物经减压塔分离得到的部分蜡油或者渣油馏分,返回原料罐继续反应。
下面通过具体实施例说明本发明提供的方法,但本发明并不因此而受到任何限制。
实施例1
本实施例脱油沥青来源于戊烷脱沥青装置,常规重劣质渣油为减渣,减渣和脱油沥青性质如表1所示。由表1可知,与减压渣油相比,脱油沥青密度大、粘度较高,残炭值高达44.79%,胶质41.82%,硫含量7.52%,金属含量高,在150℃条件下运动粘度是减压渣油的150多倍,饱和分仅为0.43%,胶质含量高达31.82%,硫含量为7.52%,给脱油沥青的输送及二次加工带来一定的困难。
表1脱油沥青和重劣质油性质
项目 | 减渣 | 脱油沥青 |
密度,g/cm3(15℃) | 1.0355 | 1.107 |
S,wt% | 5.87 | 7.52 |
粘度,mm2/s(150℃) | 399 | 59270 |
康氏残炭,wt% | 26.64 | 44.79 |
金属元素,ppm | ||
Ni | 42.93 | 302.54 |
Fe | 22.37 | 86.45 |
V | 218.11 | 1469.44 |
四组分,wt% | ||
饱和分 | 18.36 | 0.43 |
芳香分 | 19.7 | 38.8 |
胶质 | 29.91 | 31.82 |
沥青质 | 13.04 | 27.12 |
脱油沥青通过低温破碎和碾磨处理,筛选粒径小于200微米的细粉,在200℃条件下,脱油沥青与减压渣油按照20:80混合后进行充分搅拌,加入1%的纯碳基载体,配制成原料油,通过氮气压送的方式进入原料罐,控制原料罐温度170℃,预热器出口温度360℃,在反应温度450℃、反应压力22MPa、氢油比2000NL/kg条件下,进行加氢裂化反应,表2为混合物料工艺条件和物料平衡,由表可知,混合原料粘度大幅降低至953.8mm/s,渣油转化率高达83%,液体收率达到75.32%,气体和焦炭收率较低,脱油沥青利用率显著增加。
表2工艺条件及产物分布
实施例2
按照实施例1相同的方法,加入1%催化剂代替载体,试验结果如表2所示。
实施例3
按照实施例1相同的方法,脱油沥青与渣油混合比例为50:50,在460℃、空速1.0h-1、压力22MPa、催化剂1.0%、氢油比3000NL/kg条件下,试验结果如表2所示。
实施例4
按照实施例1相同的方法,脱油沥青与渣油混合比例为60:40,在465℃、空速1.0h-1、压力12MPa、催化剂1.0%、氢油比1500NL/kg条件下,试验结果如表2所示。
实施例5
按照实施例1相同的方法,脱油沥青与渣油混合比例为80:20,在465℃、空速1.0h-1、压力8MPa、催化剂1.0%、氢油比1000NL/kg条件下,试验结果如表2所示。
实施例6
按照实施例1相同的方法,脱油沥青与渣油混合比例为80:20,热高分油作为循环油,循环油比例为总进料的30%,热高分性质如表3所示,在465℃、空速1.0h-1、压力8MPa、催化剂1.0%、氢油比2000NL/kg条件下,试验结果如表2所示。
实施例7
按照实施例1相同的方法,脱油沥青与渣油混合比例为80:20,热高分油和蜡油比例均为总进料的15%,蜡油(<500℃)为热高分产物经蒸馏切割的馏分油,蜡油馏分性质如表3所示,循环比例为总进料的30%,在465℃、空速1.0h-1、压力8MPa、催化剂1.0%、氢油比2000NL/kg条件下,试验结果如表2所示。
表3热高分及蜡油馏分性质
Claims (3)
1.一种脱油沥青加氢裂化处理方法,其特征在于,将脱油沥青与其他重劣质油混合均匀,加入一定量的催化剂,搅拌均匀后通过氮气压送的方式进入原料罐,经高压泵与新氢压缩机提供的新氢、循环氢压缩机提供的循环氢混合后,经加热炉预热至445-470℃,进入加氢裂化反应器内进行反应,生成的气体、汽油、柴油、蜡油和尾油出装置;
所述脱油沥青来源于丙烷、异丁烷、正丁烷或正戊烷溶剂脱沥青装置的重组分,其原料软化点>150℃,密度>1.0g/cm3,残炭>35wt%,初馏点>500℃;
所述重劣质油为石油基重油馏分或煤基重馏分油中的一种或者两种以上的混合物,所述石油基重油馏分包括常压渣油、减压渣油、催化油浆、减黏裂化渣油;所述煤基重馏分油包括低温煤焦油、高温煤焦油,重劣质油原料为馏程>450℃的馏分,或密度>0.95g/cm3或金属镍和钒的含量>400μg/g或者硫含量>2.0wt%;
所述脱油沥青与其他重劣质油的重量比为1:20-100,重劣质油对脱油沥青起到稀释作用,降低溶剂脱油沥青的粘度,提高混合原料的稳定性;
所述催化剂的载体为多孔性碳基材料中的一种或几种,活性组分为铁、钼、镍或钴的一种或几种,多孔性碳基材料为褐煤或活性炭;
所述催化剂的平均粒径范围为0.1-150μm,中平均粒径60-80μm,比表面积200-500m2/g,催化剂中活性组分以重量计,催化剂含Ⅷ族金属氧化物5-40%,含第VIB族金属氧化物0.1-1.0%;
加氢裂化反应条件为:反应温度445-470℃、反应压力8-22MPa、氢油比800-3000NL/kg、空速为0.5-1.0h-1;
所述催化剂的添加量为0-3%;
所述尾油的全部或部分作为循环油使用,循环油的量为原料进料量的5-30%。
2.根据权利要求1所述脱油沥青加氢裂化处理方法,其特征在于,所述加氢裂化反应器为一种或两种以上的组合形式,反应器数量为1个、2个或者3个。
3.根据权利要求1所述脱油沥青加氢裂化处理方法,其特征在于,所述循环油的量为原料进料量的10-20%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211407097.9A CN115895718B (zh) | 2022-11-10 | 2022-11-10 | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211407097.9A CN115895718B (zh) | 2022-11-10 | 2022-11-10 | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115895718A CN115895718A (zh) | 2023-04-04 |
CN115895718B true CN115895718B (zh) | 2023-12-22 |
Family
ID=86475532
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211407097.9A Active CN115895718B (zh) | 2022-11-10 | 2022-11-10 | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115895718B (zh) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103102982A (zh) * | 2011-11-10 | 2013-05-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 渣油转化组合工艺方法 |
CN103789036A (zh) * | 2012-10-26 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质重油组合加工方法 |
CN106635153A (zh) * | 2015-10-29 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中低温煤焦油全馏分的加工方法 |
-
2022
- 2022-11-10 CN CN202211407097.9A patent/CN115895718B/zh active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103102982A (zh) * | 2011-11-10 | 2013-05-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 渣油转化组合工艺方法 |
CN103789036A (zh) * | 2012-10-26 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质重油组合加工方法 |
CN106635153A (zh) * | 2015-10-29 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中低温煤焦油全馏分的加工方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115895718A (zh) | 2023-04-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105567314B (zh) | 用于生产具有低沉积物含量的燃料油的石油原料转化方法 | |
CN102796559A (zh) | 加氢裂化生产燃料油的方法及装置 | |
CN103102986B (zh) | 一种渣油加氢处理–延迟焦化组合工艺方法 | |
CN109111950B (zh) | 全馏分焦油加氢生产液体燃料的方法 | |
CN103059997B (zh) | 渣油加氢处理和延迟焦化组合工艺方法 | |
CN108659882B (zh) | 一种重油加氢方法及其加氢系统 | |
CN105713662A (zh) | 一种加氢处理与催化裂化的组合工艺 | |
CN115895718B (zh) | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 | |
CN101942339A (zh) | 沸腾床渣油加氢裂化与催化裂化组合工艺方法 | |
CN116328663A (zh) | 一种浆态床反应器、劣质油浆态床加氢裂化系统及方法 | |
WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
CN103102983B (zh) | 一种页岩油延迟焦化—加氢精制工艺方法 | |
CN114437792A (zh) | 一种加工渣油的方法和装置 | |
CN108504378B (zh) | 一种煤加氢热解供氢溶剂油的制备方法、由此制备的供氢溶剂油及其用途 | |
CN109486520B (zh) | 一种利用悬浮床加氢工艺实现重油轻质化的方法 | |
CN112745952A (zh) | 一种加工富芳馏分油的方法和系统 | |
CN114763491B (zh) | 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法 | |
CN111378470B (zh) | 一种渣油加氢脱金属处理方法 | |
CN115491232B (zh) | 一种重劣质渣油低压加氢生产超低硫船用燃料油的方法 | |
CN114621786B (zh) | 一种劣质油浆态床加氢裂化装置及方法 | |
CN114437808B (zh) | 一种加工重油的方法和系统 | |
CN111378469B (zh) | 一种渣油加氢脱金属方法 | |
CN113563921B (zh) | 一种生产低硫石油焦的方法和系统 | |
CN112745956B (zh) | 一种加工劣质渣油的方法 | |
CN114058405B (zh) | 一种劣质油临氢转化反应方法和系统 |
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 | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |