CN117701300B - 基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 - Google Patents
基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117701300B CN117701300B CN202410155074.6A CN202410155074A CN117701300B CN 117701300 B CN117701300 B CN 117701300B CN 202410155074 A CN202410155074 A CN 202410155074A CN 117701300 B CN117701300 B CN 117701300B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- reaction system
- oil removal
- pressure
- shutdown
- 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
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims abstract description 115
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 21
- 239000010724 circulating oil Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 8
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 5
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 abstract description 4
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 abstract description 4
- 239000000376 reactant Substances 0.000 abstract description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 abstract description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 12
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，完成重质油（也可称为劣质油）反应后进入退油工艺时，首先采用柴油作为冲洗油对系统的管道进行预冲洗，清除系统中的油液和污染物，如此能够缩短退油时间，提高退油效率和质量，同时，在完成退油后，先后采用扫线、置换方法对系统设备和管道进行清理，其中，扫线采用新水进行残余物料（反应物、催化剂和沉积物）冲洗以排出，尽可能降低系统残余物料量，置换采用氮气对系统内的氢气进行置换并在系统内形成惰性气氛，如此可避免在停工期间系统管道和设备受到氧化或腐蚀或堵塞等问题，有利于下一工艺的正常、有效运行；解决了现有存在的不足。
Description
技术领域
本发明属于重油加工技术领域，尤其涉及一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法。
背景技术
劣质重油加工主要分为脱碳和加氢两条不同路线。以催化裂化、延迟焦化、减粘裂化、溶剂脱沥青等为代表的脱碳技术，在生产过程中会产生大量石油焦、资源利用率低、产品质量差、污染环境。加氢路线可以解决劣质重油清洁高效利用的难题，但是以固定床和沸腾床为代表的加氢技术，却难以加工高金属含量、高残炭的劣质重油。
而浆态床加氢技术不仅对原料适应性强，还具有设备结构简单、投资低、易操作、资源利用率高等优点，馏分油收率（液收）较延迟焦化技术高。因此，浆态床加氢技术是实现劣质重油“吃干榨净”最具潜力的技术，也是炼油工业的科技难题和前沿技术。
目前，浆态床反应系统在完成重油反应后的停工退油方法通常包含以下流程：首先停止原料的供给，再降温至合适温度时将反应产物从反应系统中排出，然后清洗反应系统为下一轮反应做准备，其中，清洗反应系统通常采用适当的溶剂或清洗液对加氢反应器进行清洗，以去除残余的反应物、催化剂和沉积物，在实际应用中发现，该清洗方法很容易因清洗液残留造成管道腐蚀损坏，进而导致物料粘结或无法再次正常开工的问题。
基于上述分析，本申请设计了一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，以解决现有退油方法存在清洗液残留造成管道易腐蚀损坏的现象。
为了解决上述问题，本申请提供了一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，包含以下步骤：
S1：接到停工指令后，控制反应系统降温，以及控制氢气进料负荷降至80%，同时，停止催化剂和新鲜原料进料，与此同时，确保反应系统大循环；
S2：在反应系统降温至245-255℃，以及系统内各设备液位降至指定液位时，引入冲洗油对反应系统的管道和设备进行预冲洗；
S3：控制反应系统继续降温至145-155℃，同时，控制系统压力至合适状态后进入退油工艺；
S4：确保退油工艺完成后进入惰性气体扫线、置换工艺。
作为本申请的优选方案：
在步骤S2中，保持冲洗油对反应系统冲洗22-26h后在循环油取样点取样测试冲洗是否合格，若不合格，则继续冲洗11-13h直至确认合格。
作为本申请的优选方案：
在步骤S2中，完成预冲洗后，继续降低反应系统温度至合适状态后，恒温7-9h；然后液体罐停止进料，保持循环氢循环。
作为本申请的优选方案：
在步骤S3中，退油工艺包含加氢反应器向分馏单元退油工艺和分馏单元向对应罐区退油工艺，其中，加氢反应器向分馏单元退油工艺中，需满足高压系统压力降低至3.0MPa以及低压系统压力降至0.6MPa时进入退油工艺；在分馏单元向对应罐区退油工艺中，需满足低压分离器向常压塔退油速率总流量小于100kg/h。
作为本申请的优选方案：
在步骤S4中，所述惰性气体扫线、置换工艺方法包含：
步骤S41，将反应系统压力降至0.05MPa，通过惰性气体对系统内部的氢气进行初步置换；
步骤S42，完成初步置换后注入新水对反应系统内残余物料进行扫线外排；
步骤S43：向反应系统内反复多次充放惰性气体直至满足指定指标时实现了系统惰气隔离，也即在系统内形成了惰性气氛，否则，继续充放惰性气体。
作为本申请的优选方案：
在步骤S43中，所述指定指标为系统中氢气和烃类含量小于0.5%。
作为本申请的优选方案：所述惰性气体为氮气。
作为本申请的优选方案：所述冲洗油为柴油。
本申请该停工退油方法的优势在于：本申请以浆态床加氢反应系统作为劣质重油加工主要设备，完成重质油（也可称为劣质油）反应后进入退油工艺时，首先采用柴油作为冲洗油对系统的管道进行预冲洗，清除系统中的油液和污染物，如此能够缩短退油时间，提高退油效率和质量，同时，在完成退油后，先后采用扫线、置换方法对系统设备和管道进行清理，其中，扫线采用新水进行残余物料（反应物、催化剂和沉积物）冲洗以排出，尽可能降低系统残余物料量，置换采用氮气对系统内的氢气进行置换并在系统内形成惰性气氛，如此可避免在停工期间系统管道和设备受到氧化或腐蚀或堵塞等问题，有利于下一工艺的正常、有效运行；解决了现有存在的不足。
附图说明
图1为本发明实施例提供的基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法的简易流程图。
图2为本发明实施例提供的基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法的流程步骤图。
具体实施方式
下面结合具体实施方式并对照附图对本发明作进一步详细说明，应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而非用作限定本发明的范围和及其应用。
如图1-2所示，为本实施例提供了一种基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，具体包含以下步骤：
S1：接到停工指令后，控制反应系统降温，具体控制加氢反应器和分馏单元先后降温，以及控制氢气进料负荷降至80%，同时，停止催化剂和新鲜原料进料，与此同时，确保反应系统大循环，可以理解的，大循环应当包含循环氢和循环油继续正常运行；反应系统降温速率优选但不限于为20℃/h。
本实施例中，加氢反应器可为一组或多组，当为多组时各加氢反应器间串联。
S2：在反应系统降温至245-255℃，优选为250℃，以及包含原料油缓冲罐、循环油缓冲罐、热低压分离器、常压塔、减压塔等各设备内液位在10%-50%之间，也即当各设备内液位降至指定液位时，引入冲洗油对反应系统中的管道和设备进行预冲洗，其中，设备包含加氢反应器和分馏单元等，分馏单元具体包含常压塔和减压塔。
在该步骤中，冲洗油优选为柴油，利用该冲洗油能够对反应系统中的管道和设备进行预冲洗，清除系统中可能积存的油液和污染物，如此能够缩短退油时间，提高退油效率和质量。
冲洗过程中，保持冲洗油对反应系统冲洗22-26h后在循环油取样点取样测试冲洗是否合格，若不合格，则继续冲洗11-13h直至确认冲洗合格，继续以20℃/h速度将加氢反应器温度降至205-210℃后恒温7-9h，然后包括原料油缓冲罐和循环油缓冲罐在内的液体罐停止进料，保持循环氢循环。
系统冲洗中的设备包含加氢反应器部分和分馏单元部分。
加氢反应器部分柴油预冲洗过程包含：
首先原料油缓冲罐进冲洗油，并观察冲洗油罐液位，液位低时及时从柴油罐补充柴油，导通柴油罐向原料油缓冲罐进油流程；调节原料油进料泵频率，控制流量80kg/h,向原料油缓冲罐进冲洗柴油，原料油缓冲罐开始进油后，导通循环油缓冲罐退油流程，关闭循环油进循环油缓冲罐流程；控制循环油泵频率，在系统进柴油冲洗的同时循环油缓冲罐向罐区退油；调节加氢进料泵频率，控制加氢反应器冲洗油进料量80kg/h，冲洗24h后进行测试。
分馏单元柴油预冲洗过程包含：
确认分馏单元中常压塔和减压塔的降温完毕，并注意监控常压塔和减压塔参数，常压塔顶温度升高后，并且回流罐液位上涨后通知外操启动加氢进料泵建立回流，常压塔全回流操作，分馏单元与加氢反应器保持一致冲洗24h后进行测试。
可以理解的，在退油前，应当做好柴油储备工作，确保柴油罐内液位50%以上，保证满足停工冲洗够用，同时，确保原料油缓冲罐无液位，也即液位为零，具备进柴油条件。
S3：控制反应系统继续以20℃/h速度降温至145-155℃，优选为150℃，同时，控制系统压力至合适状态后退油至分馏单元；完成退油后继续降低系统压力至合适状态后进入惰性气体扫线、置换工艺；
该步骤中，退油工艺包含加氢反应器向分馏单元退油工艺和分馏单元向对应罐区退油工艺，其中，加氢反应器向分馏单元退油工艺中，需满足高压系统压力降低至3.0MPa以及低压系统压力降至0.6MPa时进入退油工艺；在分馏单元向对应罐区退油工艺中，需满足低压分离器向常压塔退油速率总流量小于100kg/h。
退油至分馏单元的具体工艺包含：可以理解的，加氢反应器可包含多组，本实施例优选包含两组，（1#、2#）加氢反应器退油,热高压分离器退油,冷高压分离器退油,热低压分离器退油，冷低压分离器退油，氢气加热器停止对氢气预热，并且保持循环氢压缩机和加氢进料泵继续运行直至加氢反应器温度降至80℃以下，停循环氢压缩机和加氢进料泵，继续以2.0MPa/h速率将压力降至0.6MPa，此时系统降温、降压完毕。
退油对应罐区的具体工艺包含：控制好低压分离器向常压塔退油速率，总流量小于100kg/h，同时，控制常压塔底液位50%-60%，必要时双泵运行，控制减压塔底液位50%-60%，必要时双泵运行，及时调节循环油泵频率，控制循环油缓冲罐液位50%-60%，必要时双泵运行，监控常压塔顶回流罐液位，至低限后通知外操停泵，监控常压塔底液位，至低限后通知外操停泵，监控减压塔底液位，至低限后通知外操停泵，监控循环油缓冲罐液位，循环油缓冲罐液位至“0”后通知外操加强监控循环油泵运行，现场确认循环油泵不上量后停泵，关闭进出口阀。
S4：确保退油工艺完成后进入惰性气体扫线、置换工艺。
该步骤中，惰性气体扫线、置换工艺方法包含：
步骤S41，将反应系统压力降至0.05MPa，通过惰性气体对系统内部的氢气进行初步置换；该惰性气体优选为氮气，该步骤的目的在于对反应系统内部的氢气进行置换并且在反应系统内部形成惰性低压环境，以为后续扫线做准备。
反应系统氮气置换的具体过程包含：
a将系统压力降至0.05MPa；
b将低压分离器压力降至0.05MPa，该低压分离器包含热低压分离器和冷低压分离器；
c将加氢进料泵出口氮气线堵头拆除，连接氮气管线；
d打开氮气阀，向系统内充氮气压力至0.4MPa；
f重复以上操作4-6次，直至将反应系统内大部分氢气置换干净。
步骤S42，完成初步置换后注入新水在反应系统的管道和设备内由一端向另一端流动，进而对反应系统内部残余物料进行扫线外排。
该步骤的扫线具体包含以下顺次执行的三部分，
第一部分：高压系统向低分罐扫线，其中，高压系统包含热高压分离器、冷高压分离器以及对应的连接管线，低分罐包含热低压分离器、冷低压分离器以及对应的连接管线，其具体过程包含：
a在冷高压分离器底吹扫口接临时管线至工作站新水；
b打开阀门向冷高压分离器内注入新水；
c打开冷高压分离器油相出口倒淋，若排出的是水则关闭注水阀门，否则继续注水，将冷高压分离器内残余油位顶至油相出口以上；
d打开加氢进料泵出口氮气阀门，将高压系统压力充至0.6MPa；
e将加氢反应器顶部出料线至热低压分离器管线内残余物料经过热高压分离器后吹扫至热低压分离器；
f将热高压分离器至热低压分离器管线内残余物料吹扫至热低压分离器；
g将冷高压分离器残余物料吹扫至冷低压分离器；
h将冷高压分离器内残余油品吹扫至冷低压分离器；
i将加氢反应器至热低压分离器退油线内残余物料经过热高压分离器后吹扫至热低压分离器；
第二部分：低分罐向分馏单元扫线，其具体过程包含：
a在冷高压分离器将水排入冷低压分离器后打开冷低压分离器油相出料线倒淋，查看排出的是否是水，若不是则在冷低压分离器底部倒淋接新水向罐内注新水，将冷低压分离器内残余油位顶至油相出口以上；
b冷、热低压分离器冲压至0.4MPa；
c将热低压分离器内残余物料吹扫至分馏单元；
d将冷低压分离器内残余物料吹扫至分馏单元；
e将冷低压分离器内残余物料吹扫至地下污水管线；
第三部分：原料油缓冲罐退油、扫线，具体过程包含：
a打开原料油缓冲罐氮气自力式调节阀跨线，冲压至0.3MPa；
b打开原料油缓冲罐阀门，将原料油缓冲罐内油全部吹扫至原料油罐，该原料油罐用于储存并向原料油缓冲罐提供原料油；
c确认倒空后重复吹扫2-4次以上，完成原料油缓冲罐惰性气体隔离。
步骤S43：向反应系统内反复多次充放惰性气体直至满足指定指标时实现了系统隔离，也即在系统内形成了惰性气氛，否则，继续充放惰性气体。
在步骤S43中，所述指定指标为系统中氢气和烃类含量小于0.5%。
该步骤具体包含加氢反应器惰气隔离和分馏单元惰气隔离，
S431、加氢反应器惰气隔离的具体操作过程：
a高压系统与中压系统联通；
b打开加氢进料泵出口氮气阀向系统内冲压至0.4MPa；
c将系统压力降至0.05MPa；
d重复以上操作4-6次；
e取样分析系统中氢气和烃类含量小于0.5%为合格，若不合格继续置换；
f将系统隔离。
S432、分馏单元惰气隔离包含常压塔系统氮气隔离和减压塔系统氮气隔离：
S4321、常压塔系统氮气隔离具体过程包含：
a打开常压塔底氮气阀向系统内冲压至0.2MPa；
b打开常压塔回流罐顶排火炬跨线阀及塔底排重污油阀将压力泄至0.02MPa；
c重复以上操作4-6次；
d取样分析系统中氢气和烃类含量小于0.5%为合格，若不合格继续置换。
S4322、减压塔系统氮气隔离的具体过程包含：
a打开减压塔底氮气阀向系统内冲压至0.2MPa；
b打开减压塔顶安全阀副线及塔底排重污油阀将压力泄至0.02MPa；
c重复以上操作4-6次；
d联系化验室取样分析系统中氢气和烃类含量小于0.5%为合格，若不合格继续置换。
需要说明的是，本系统降温、降量过程中遵循先降温后降量原则，严格控制降温速率。
综上分析可知，本申请以浆态床加氢反应系统作为劣质重油加工主要设备，完成重质油（也可称为劣质油）反应后进入退油工艺时，首先采用柴油作为冲洗油对系统的管道进行预冲洗，清除系统中的油液和污染物，如此能够缩短退油时间，提高退油效率和质量，同时，在完成退油后，先后采用扫线、置换方法对系统设备和管道进行清理，其中，扫线采用新水进行残余物料（反应物、催化剂和沉积物）冲洗以排出，尽可能降低系统残余物料量，置换采用氮气对系统内的氢气进行置换并在系统内形成惰性气氛，如此可避免在停工期间系统管道和设备受到氧化或腐蚀或堵塞等问题，有利于下一工艺的正常、有效运行。解决了现有存在的不足。
以上所述的仅是本发明的实施例，方案中公知的具体结构及特性等常识在此未做过多描述。应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明的前提下，还可以做出若干改进，这些也应该视为本发明的保护范围，这些都不会影响本发明实施的效果和专利的实用性。本申请要求的保护范围应当以权利要求的内容为准，说明书中的具体实施方式等记载可以用于解释权利要求的内容。
Claims (4)
1.基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，其特征在于，包含以下步骤：
S1：接到停工指令后，控制反应系统降温，以及控制氢气进料负荷降至80%，同时，停止催化剂和新鲜原料进料，与此同时，确保反应系统大循环；
S2：在反应系统降温至245-255℃，以及系统内各设备液位降至指定液位时，引入冲洗油对反应系统的管道和设备进行预冲洗，完成预冲洗后，继续降低反应系统温度至合适状态后，恒温7-9h；然后液体罐停止进料，保持循环氢循环；
S3：控制反应系统继续降温至145-155℃，同时，控制系统压力至合适状态后进入退油工艺，退油工艺包含加氢反应器向分馏单元退油工艺和分馏单元向对应罐区退油工艺，其中，加氢反应器向分馏单元退油工艺中，需满足高压系统压力降低至3.0MPa以及低压系统压力降至0.6MPa时进入退油工艺；在分馏单元向对应罐区退油工艺中，需满足低压分离器向常压塔退油速率总流量小于100kg/h；
S4：确保退油工艺完成后进入惰性气体扫线、置换工艺，具体工艺方法包含：
步骤S41，将反应系统压力降至0.05MPa，通过惰性气体对系统内部的氢气进行初步置换；
步骤S42，完成初步置换后注入新水对反应系统内残余物料进行扫线外排；
步骤S43：向反应系统内反复多次充放惰性气体直至满足指定指标时实现了系统惰气隔离，也即在系统内形成了惰性气氛，否则，循环充放惰性气体；所述指定指标为系统中氢气和烃类含量小于0.5%。
2.根据权利要求1所述的基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，其特征在于：
在步骤S2中，保持冲洗油对反应系统冲洗22-26h后，在循环油取样点取样测试冲洗是否合格，若不合格，则继续冲洗11-13h直至确认合格。
3.如权利要求1所述的基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，其特征在于，所述惰性气体为氮气。
4.如权利要求1所述的基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法，其特征在于，所述冲洗油为柴油。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410155074.6A CN117701300B (zh) | 2024-02-04 | 2024-02-04 | 基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410155074.6A CN117701300B (zh) | 2024-02-04 | 2024-02-04 | 基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117701300A CN117701300A (zh) | 2024-03-15 |
| CN117701300B true CN117701300B (zh) | 2024-05-28 |
Family
ID=90159262
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202410155074.6A Active CN117701300B (zh) | 2024-02-04 | 2024-02-04 | 基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117701300B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2000001680A (ja) * | 1998-06-16 | 2000-01-07 | Softard Kogyo Kk | 石油精製プラントの修理方法 |
| CN102453498A (zh) * | 2010-10-15 | 2012-05-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种重油悬浮床加氢工艺的停工方法 |
| CN104611012A (zh) * | 2013-11-05 | 2015-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种固定床渣油加氢装置的停工方法 |
| CN112718736A (zh) * | 2020-12-11 | 2021-04-30 | 辽阳科瑞特石油化工有限公司 | 一种炼化装置水基清洗方法 |
| CN218811535U (zh) * | 2022-12-07 | 2023-04-07 | 刘家凯 | 一种可以实现常底快速退油的装置 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150329790A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Shuwu Yang | Systems and methods for producing a crude product |
| US11732203B2 (en) * | 2017-03-02 | 2023-08-22 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling |
| IT201800020818A1 (it) * | 2018-12-21 | 2020-06-21 | Eni Spa | Procedimento di idroconversione di miscele di polimeri |
-
2024
- 2024-02-04 CN CN202410155074.6A patent/CN117701300B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2000001680A (ja) * | 1998-06-16 | 2000-01-07 | Softard Kogyo Kk | 石油精製プラントの修理方法 |
| CN102453498A (zh) * | 2010-10-15 | 2012-05-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种重油悬浮床加氢工艺的停工方法 |
| CN104611012A (zh) * | 2013-11-05 | 2015-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种固定床渣油加氢装置的停工方法 |
| CN112718736A (zh) * | 2020-12-11 | 2021-04-30 | 辽阳科瑞特石油化工有限公司 | 一种炼化装置水基清洗方法 |
| CN218811535U (zh) * | 2022-12-07 | 2023-04-07 | 刘家凯 | 一种可以实现常底快速退油的装置 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 天津石化130×10~4t/a蜡油加氢装置首次停工过程分析;曹喜升;;石油石化节能;20131231(第12期);第42-46页 * |
| 胡明珠.大型常减压装置停工热水冲洗退油技术应用分析.炼油与化工.2018,第29卷(第5期),第16页左栏. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117701300A (zh) | 2024-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100457854C (zh) | 焦炭鼓排料系统 | |
| KR101419978B1 (ko) | 고온의 가압된 물 및 회수 유체에 의하여 전체 원유를 개량하기 위한 공정 | |
| CN104611012B (zh) | 一种固定床渣油加氢装置的停工方法 | |
| US6273102B1 (en) | Method of cleaning and maintaining petroleum refining plants | |
| CN113717754B (zh) | 生产高芳烃油料和多产液化气的催化裂化方法 | |
| CN117701300B (zh) | 基于浆态床加氢反应系统的重油反应工艺中的停工退油方法 | |
| CN106701192A (zh) | 一种处理渣油的工艺方法 | |
| WO2016197537A1 (zh) | 一种反冲洗方法及其设计方法和用途 | |
| CN110595259A (zh) | 一种用重芳烃在线清洗加氢裂化装置中ω环密封结构高压换热器系统及清洗方法 | |
| CN211189182U (zh) | 一种提高超临界co2萃取油泥萃取率的系统 | |
| CN106008758B (zh) | 聚合方法 | |
| CN113717753B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN102732307B (zh) | 石脑油加氢精制方法及除焦罐 | |
| CN109355087B (zh) | 一种含油尘气体中油品的梯级回收装置及方法 | |
| CN113773874B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN206995989U (zh) | 催化油浆过滤器 | |
| CN113755208B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN110624273A (zh) | 一种提高超临界co2萃取油泥萃取率的方法以及系统 | |
| CN116948683B (zh) | 以环烷基渣油与乙烯裂解焦油为原料的浆态床反应在线切换方法 | |
| CN103706162A (zh) | 一种低温煤焦油的自动过滤装置及其工作方法 | |
| CN112393637A (zh) | 一种渣油加氢裂化装置减压塔底换热器在线清洗方法 | |
| CN114259786B (zh) | 一种撬装式过滤系统及过滤分离方法 | |
| CN217651150U (zh) | 用于延迟焦化的油气回收处理系统 | |
| CN220537553U (zh) | 一种费托合成水处理系统 | |
| RU2448149C1 (ru) | Установка для совместной очистки змеевика печи и трансферного трубопровода от отложений кокса |
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 |