EA001938B1 - Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals and asphaltenes - Google Patents
Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals and asphaltenes Download PDFInfo
- Publication number
- EA001938B1 EA001938B1 EA199900714A EA199900714A EA001938B1 EA 001938 B1 EA001938 B1 EA 001938B1 EA 199900714 A EA199900714 A EA 199900714A EA 199900714 A EA199900714 A EA 199900714A EA 001938 B1 EA001938 B1 EA 001938B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- asphaltenes
- fraction
- hydrogen donor
- metals
- Prior art date
Links
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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/16—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural parallel stages only
-
- 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
- C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
- C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
- C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
Abstract
Description
Данное изобретение относится к облагораживанию и десульфуризации тяжелого углеводородного сырья, содержащего серу, металлы и асфальтены, и, более конкретно, к способу и аппаратуре для облагораживания и десульфуризации тяжелых сырых нефтепродуктов или их фракций.This invention relates to the refinement and desulfurization of heavy hydrocarbon feedstocks containing sulfur, metals and asphaltenes, and, more particularly, to a method and apparatus for the refinement and desulfurization of heavy crude oil products or fractions thereof.
Многие типы тяжелых сырых нефтепродуктов содержат высокие концентрации соединений серы, металлоорганических соединений и тяжелые, не поддающиеся перегонке (неперегоняемые) фракции, называемые асфальтенами, которые не растворимы в легких парафинах, таких как н-пентан. Так как большинство нефтяных продуктов, используемых в качестве топлива, должны иметь низкое содержание серы для того, чтобы удовлетворять требованиям охраны окружающей среды, присутствие соединений серы в неперегоняемых фракциях уменьшает их ценность для специалистов по нефтепереработке и увеличивает их стоимость для пользователей таких фракций в качестве топлива или в качестве сырья для получения других продуктов. Для того, чтобы увеличить возможность продажи этих неперегоняемых фракций, специалисты по нефтепереработке должны прибегать к различным практическим мерам для удаления соединений серы.Many types of heavy crude oils contain high concentrations of sulfur compounds, organometallic compounds, and heavy, non-distillable (non-distillable) fractions called asphaltenes, which are not soluble in light paraffins such as n-pentane. Since most petroleum products used as fuel must have a low sulfur content in order to meet environmental requirements, the presence of sulfur compounds in non-refractory fractions reduces their value to refiners and increases their cost to users of such fractions as fuel or as raw materials for other products. In order to increase the possibility of selling these refractory fractions, refiners must resort to various practical measures to remove sulfur compounds.
Традиционный подход к удалению соединений серы из поддающихся перегонке (перегоняемых) фракций сырой нефти или ее производных представляет собой каталитическую гидрогенизацию в присутствии молекулярного водорода при умеренных давлении и температуре. В то время как этот подход является эффективным с точки зрения стоимости при удалении серы из перегоняемой нефти, возникают проблемы, когда сырье включает металлсодержащие асфальтены. Конкретно, присутствие металлсодержащих асфальтенов приводит к дезактивации катализатора по причине тенденции коксования асфальтенов и накапливания металлов на катализаторе, особенно соединений никеля и ванадия, как правило, обнаруживаемых в асфальтенах.The traditional approach to removing sulfur compounds from distillable (distillable) fractions of crude oil or its derivatives is catalytic hydrogenation in the presence of molecular hydrogen at moderate pressure and temperature. While this approach is cost-effective in removing sulfur from distilled oil, problems arise when the feed includes metal-containing asphaltenes. Specifically, the presence of metal-containing asphaltenes leads to catalyst deactivation due to the tendency of coking of asphaltenes and the accumulation of metals on the catalyst, especially nickel and vanadium compounds, as a rule, found in asphaltenes.
Альтернативные подходы включают коксование, десульфуризацию при высоком давлении и каталитический крекинг в псевдоожиженном слое неперегоняемой нефти и производство асфальта для дорожных покрытий и других целей. Все эти способы, однако, имеют недостатки, которые усиливаются присутствием высоких концентраций металлов, серы и асфальтенов. В случае коксования неперегоняемой нефти, стоимость является высокой и должен быть найден рынок размещения для полученного в результате кокса с высоким содержанием серы. Более того, продукты, полученные из асфальтеновой части сырья для коксовой камеры, представляют собой почти полностью малоценный кокс и крекинговые газы. В случае десульфуризации остаточной нефти стоимость оборудования, работающего при высоком давлении, загрязнение катализатора и длительное время переработки делают эту альтернативу нежелательно дорогой.Alternative approaches include coking, high pressure desulfurization and catalytic cracking in a fluidized bed of refractory oil and the production of asphalt for paving and other purposes. All of these methods, however, have disadvantages that are exacerbated by the presence of high concentrations of metals, sulfur, and asphaltenes. In the case of coking of non-refluxable oil, the cost is high and a placement market must be found for the resulting coke with a high sulfur content. Moreover, products obtained from the asphaltene portion of the coke oven feedstock are almost completely of low value coke and cracking gases. In the case of residual oil desulfurization, the cost of high pressure equipment, catalyst contamination and long processing times make this alternative undesirably expensive.
Металлы, содержащиеся в тяжелой нефти, загрязняют и портят эксплуатационные характеристики катализаторов в каталитической крекинг-установке в псевдоожиженном слое. Асфальтены, присутствующие в такой нефти, превращаются с высокими выходами в кокс и газ, которые обременяют оператора высокими требованиями по сжиганию кокса. В то время как рынок асфальта представляет собой жизнеспособный путь избавления от асфальтенов, так как никакие ограничения по сере, как правило, не налагаются, такие рынки являются ограниченными по размеру и размещению, делая эту альтернативу часто непригодной для специалиста по нефтепереработке.The metals contained in heavy oil pollute and spoil the performance of the catalysts in a catalytic cracking unit in a fluidized bed. The asphaltenes present in such oil are converted in high yields into coke and gas, which burden the operator with high coke burning requirements. While the asphalt market is a viable way to get rid of asphaltenes, since no sulfur restrictions are generally imposed, such markets are limited in size and location, making this alternative often unsuitable for a refinery specialist.
Другая имеющаяся альтернатива для специалиста по нефтепереработке или потребителя тяжелой сырой нефти представляет собой передачу неперегоняемых тяжелых нефтяных фракций в качестве топлива для промышленных электрогенераторов или в качестве бункерного топлива для кораблей. Передача таких фракций в качестве топлива не является особенно выгодной для специалиста по нефтепереработке, поскольку более ценная дистиллятная нефть должна быть добавлена для того, чтобы значительно уменьшить вязкость, чтобы позволить обращаться с ней и поставлять потребителю, и поскольку присутствие высоких уровней загрязнения серой и металлами уменьшает ценность для пользователей. Специалисты по нефтепереработке часто используют процесс термической конверсии, например легкий крекинг, для уменьшения выхода тяжелого нефтяного топлива. Этот способ превращает ограниченное количество тяжелой нефти в легкую нефть с меньшей вязкостью, но имеет недостаток, заключающийся в использовании некоторого количества более ценной дистиллятной нефти для уменьшения вязкости тяжелой нефти, достаточной для того, чтобы стало возможным использовать ее и транспортировать. Более того, содержание асфальтенов в тяжелой нефти сильно ограничивает степень конверсии легкого крекинга возможно из-за тенденции асфальтенов конденсироваться в более тяжелые материалы, даже кокс, и быть причиной нестабильности полученного в результате нефтяного топлива.Another available alternative for a refinery specialist or consumer of heavy crude oil is to transfer the non-refluxable heavy oil fractions as fuel for industrial power generators or as bunker fuel for ships. The transfer of such fractions as fuel is not particularly beneficial for the refinery specialist, since more valuable distillate oil must be added in order to significantly reduce the viscosity, to allow handling and supply to the consumer, and since the presence of high levels of sulfur and metal pollution reduces value to users. Refiners often use a thermal conversion process, such as light cracking, to reduce the yield of heavy fuel oil. This method converts a limited amount of heavy oil into a light oil with a lower viscosity, but has the disadvantage of using a certain amount of more valuable distillate oil to reduce the viscosity of the heavy oil, sufficient to make it possible to use and transport it. Moreover, the content of asphaltenes in heavy oil severely limits the degree of conversion of light cracking, possibly due to the tendency of asphaltenes to condense into heavier materials, even coke, and cause instability of the resulting oil fuel.
Многие предложения, таким образом, были сделаны для использования неперегоняемых фракций сырой нефти, содержащих серу и металлы. И в то время, как многие из них являются технически жизнеспособными, они, однако, не являются коммерчески выгодными из-за в огромной степени высокой стоимости сложной технологии. Обычно такая стоимость выражается в увеличенном загрязнении катализатора металлами и/или отложением углерода, получае3 мых в результате попыток конверсии фракций асфальтенов.Many proposals have thus been made for the use of non-refractory fractions of crude oil containing sulfur and metals. And while many of them are technically viable, they, however, are not commercially viable due to the enormously high cost of sophisticated technology. Typically, this cost is expressed in increased contamination of the catalyst with metals and / or carbon deposition resulting from attempts to convert asphaltene fractions.
Пример способов, предложенных для того, чтобы справиться с высоким содержанием металлов и асфальтенов, описан в патенте США № 4 500 416. В одном варианте осуществления углеводородное сырье, содержащее асфальтены, деасфальтируют в растворителе в зоне деасфальтизации для получения фракции деасфальтированной нефти (ДАН), и фракцию асфальтена, которую каталитически обрабатывают в среде водорода в зоне гидроочистки, чтобы получить восстановленный асфальтеновый поток, который разделяют на фракции с получением фракции легких дистиллятов и первой тяжелой дистиллятной фракции. Как первую тяжелую дистиллятную фракцию, так и фракцию ДАН подвергают термическому крекингу в потоке продукта, который затем фракционируют на легкие фракции и вторую тяжелую дистиллятную фракцию, которую отправляют в зону гидроочистки.An example of the methods proposed to cope with a high content of metals and asphaltenes is described in US Pat. No. 4,500,416. In one embodiment, the hydrocarbon feed containing asphaltenes is deasphalted in a solvent in a deasphalting zone to produce a deasphalted oil fraction (DAN), and a fraction of asphaltene, which is catalytically treated in a hydrogen medium in the hydrotreatment zone to obtain a reduced asphaltene stream, which is divided into fractions to obtain a fraction of light distillates and first th heavy distillate fraction. Both the first heavy distillate fraction and the DAN fraction are thermally cracked in a product stream, which is then fractionated into light fractions and a second heavy distillate fraction, which is sent to the hydrotreatment zone.
В альтернативном варианте углеводородное сырье, содержащее асфальтены, деасфальтируют в растворителе в зоне деасфальтизации для получения фракции деасфальтированной нефти (ДАН) и фракции асфальтена, которую каталитически обрабатывают в среде водорода в зоне гидроочистки с образованием восстановленного асфальтенового потока, который разделяют на фракции для получения легких дистиллятных фракций и первой тяжелой дистиллятной фракцию. Первую тяжелую дистиллятную фракцию направляют в зону деасфальтизации для деасфальтизации, а фракцию ДАН подвергают термическому крекингу в потоке продукта, который затем фракционируют на легкие фракции и вторую тяжелую дистиллятную фракцию, которую отправляют в зону гидроочистки.Alternatively, the hydrocarbon feed containing asphaltenes is deasphalted in a solvent in a deasphalting zone to produce a deasphalted oil fraction (DAN) and an asphaltene fraction that is catalytically treated in a hydrogen medium in a hydrotreatment zone to form a reduced asphaltene stream, which is separated into fractions to obtain light distillate fractions and the first heavy distillate fraction. The first heavy distillate fraction is sent to the deasphalting zone for deasphalting, and the DAN fraction is thermally cracked in the product stream, which is then fractionated into light fractions and the second heavy distillate fraction, which is sent to the hydrotreatment zone.
В каждой реализации вышеуказанного патента США асфальтены направляют в зону гидроочистки, где тяжелые металлы, присутствующие в асфальтенах, вызывают ряд проблем. Прежде всего, присутствие тяжелых металлов в устройстве для гидроочистки вызывает дезактивацию катализатора, которая увеличивает стоимость процесса. Кроме того, такие тяжелые металлы также приводят к необходимости применять более высокие давления в устройстве для гидроочистки, что усложняет его конструкцию и работу и, следовательно, увеличивает его стоимость.In each implementation of the aforementioned US patent, asphaltenes are sent to a hydrotreatment zone, where the heavy metals present in the asphaltenes cause a number of problems. First of all, the presence of heavy metals in the hydrotreatment device causes catalyst deactivation, which increases the cost of the process. In addition, such heavy metals also lead to the need to apply higher pressures in the hydrotreating device, which complicates its design and operation and, therefore, increases its cost.
Следовательно, целью настоящего изобретения является создание нового и улучшенного способа и аппаратуры для облагораживания и десульфуризации тяжелого углеводородного сырья, содержащего серу, металлы и асфальтены, где описанные выше недостатки уменьшены или в значительной степени преодолены.Therefore, the aim of the present invention is to provide a new and improved method and apparatus for the refinement and desulfurization of heavy hydrocarbon feedstocks containing sulfur, metals and asphaltenes, where the disadvantages described above are reduced or substantially overcome.
В соответствии с настоящим изобретением производят в значительной степени свободный от асфальтенов и от металлов дистиллятный поток из потока тяжелого углеводородного сырья посредством деасфальтизации в растворителе для получения фракции деасфальтированной нефти и фракции асфальтена. Фракцию деасфальтированной нефти подвергают термическому крекингу в присутствии водородного разбавителя для образования потока, подвергнутого термическому крекингу, который разделяют на фракции в зоне фракционирования с образованием дистиллятной фракции, в значительной степени свободной от асфальтенов и от металлов, которая составляет дистиллятный поток, и неперегоняемую фракцию, которая составляет поток сырья.In accordance with the present invention, a distillate stream substantially free of asphaltenes and metals is produced from the heavy hydrocarbon feed stream by deasphalting in a solvent to obtain a deasphalted oil fraction and an asphaltene fraction. The deasphalted oil fraction is thermally cracked in the presence of a hydrogen diluent to form a thermally cracked stream, which is fractionated in the fractionation zone to form a distillate fraction substantially free of asphaltenes and metals, which make up the distillate stream, and a non-distillable fraction that makes up the flow of raw materials.
Предпочтительно, что разбавитель, являющийся донором водорода, получают посредством каталитической гидроочистки, по крайней мере, части дистиллятной фракции, в значительной степени свободной от асфальтенов и от металлов, для образования обрабатываемого водородом потока. Такой поток затем разделяют на фракции для образования дистиллята, в значительной степени свободного от асфальтенов и от металлов, и разбавителя, являющегося донором водорода. Предпочтительное отношение разбавителя, являющегося донором водорода, к деасфальтированной нефти составляет примерно от 0,25 до 4 частей разбавителя, являющегося донором водорода, к 1 части деасфальтированной нефти.It is preferred that the hydrogen donor diluent is prepared by catalytic hydrotreating at least a portion of the distillate fraction substantially free of asphaltenes and metals to form a hydrogen-treated stream. Such a stream is then fractionated to form a distillate substantially free of asphaltenes and metals, and a diluent that is a hydrogen donor. A preferred ratio of a hydrogen donor diluent to a deasphalted oil is from about 0.25 to 4 parts hydrogen donor diluent to 1 part of a deasphalted oil.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения разделение на фракции потока, подвергнутого термическому крекингу, включает фракционирование углеводородного сырья, содержащего серу, металлы и асфальтены. В другом варианте углеводородное сырье, содержащее серу, металлы и асфальтены, подвергают термическому крекингу с фракцией деасфальтированной нефти и водородным разбавителем.In one embodiment of the present invention, fractionalization of the thermally cracked stream includes fractionation of a hydrocarbon feed containing sulfur, metals, and asphaltenes. In another embodiment, a hydrocarbon feed containing sulfur, metals, and asphaltenes is thermally cracked with a fraction of deasphalted oil and a hydrogen diluent.
Присутствие разбавителя, являющегося донором водорода, в течение термического крекинга деасфальтированной нефти служит для того, чтобы подавить или значительно уничтожить образование асфальтенов в термической крекинг-установке. Более того, в предпочтительном варианте осуществления изобретения сырье для каталитической гидроочистки является свободным от асфальтенов и металлов; и, как результат, используют только умеренные давления в гидрогенизаторе, что уменьшает стоимость оборудования для каталитической гидроочистки. Кроме того, улучшенное сырье для каталитической гидроочистки будет приводить к более долгой жизни катализатора, таким образом уменьшая эксплуатационные затраты.The presence of a hydrogen donor diluent during thermal cracking of deasphalted oil serves to suppress or significantly eliminate the formation of asphaltenes in a thermal cracking unit. Moreover, in a preferred embodiment of the invention, the catalytic hydrotreating feed is free of asphaltenes and metals; and, as a result, only moderate pressures in the hydrogenator are used, which reduces the cost of the equipment for catalytic hydrotreating. In addition, improved feedstock for catalytic hydrotreating will lead to longer catalyst life, thereby reducing operating costs.
Способ деасфальтизации в растворителе по настоящему изобретению удаляет как асфальтены, содержащиеся в исходном сырье, так и асфальтены, образовавшиеся как побочные продукты процесса термического крекинга. Отсутствие асфальтенов в загрузке ДАН для термиче5 ской крекинг-установки позволяет ей работать при более жестких условиях, что приводит к максимальному генерированию дистиллятных продуктов. Как известно, жесткость процесса термического крекинга ограничивается уровнем асфальтенов, присутствующих в термической крекинг-установке, поскольку слишком высокий уровень будет приводить к осаждению асфальтенов в термической крекинг-установке, которые загрязняют нагреватели термической крекинг-установки, или осаждению асфальтенов из жидкости термической крекинг-установки при последующем хранении или транспортировке. Так как присутствие асфальтенов устанавливает предел по конверсии в термической крекинг-установке прежде, чем имеет место чрезмерное коксование, удаление асфальтенов из сырья для устройства термического крекинга позволяет более высокую жесткость режимов работы и более высокие скорости конверсии по настоящему изобретению, и, таким образом, понижает затраты. Более того, донорный разбавитель, присутствующий в загрузке для термической крекинг-установки, подавляет образование асфальтенов в ней, обеспечивая увеличенный выход легких продуктов.The solvent deasphalting process of the present invention removes both asphaltenes contained in the feed and asphaltenes formed as by-products of the thermal cracking process. The absence of asphaltenes in the DAN loading for the thermal cracking unit5 allows it to operate under more severe conditions, which leads to the maximum generation of distillate products. As you know, the rigidity of the thermal cracking process is limited by the level of asphaltenes present in the thermal cracking unit, since a too high level will lead to the deposition of asphaltenes in the thermal cracking unit, which pollute the heaters of the thermal cracking unit, or to the deposition of asphaltenes from the liquid of the thermal cracking unit during subsequent storage or transportation. Since the presence of asphaltenes sets a conversion limit in a thermal cracking unit before excessive coking occurs, the removal of asphaltenes from raw materials for a thermal cracking device allows a higher rigidity of operation modes and higher conversion rates of the present invention, and thus reduces expenses. Moreover, the donor diluent present in the charge for the thermal cracking unit suppresses the formation of asphaltenes in it, providing an increased yield of light products.
Дополнительное преимущество настоящего изобретения лежит в использовании скорее термической, чем каталитической, конверсии деасфальтированной нефти. Это дает возможность осуществлять процесс деасфальтизации так, что, главным образом, только асфальтены, и, следовательно, очень малое количество фракций деасфальтированной нефти, отбрасываются в фазу асфальтена устройством для деасфальтизации в растворителе, хотя такая операция приводит к деасфальтированной нефти с металлами и уровнем углерода Конрадсона, который был бы неприемлемым, если бы деасфальтированную нефть использовали в каталитической крекинг-установке или каталитической установке для гидрокрекинга. Так как конверсия отгоняемых фракций происходит термически, металлы и коксообразующие фракции не создают значительное стоимостное ограничение для этой операции.An additional advantage of the present invention lies in the use of thermal rather than catalytic conversion of deasphalted oil. This makes it possible to carry out the deasphalting process so that, mainly, only asphaltenes, and therefore a very small amount of deasphalted oil fractions, are discarded into the asphaltene phase by the deasphalting device in the solvent, although this operation leads to deasphalted oil with metals and Conradson's carbon level which would be unacceptable if deasphalted oil was used in a catalytic cracking unit or a catalytic hydrocracking unit. Since the conversion of distilled fractions takes place thermally, metals and coke-forming fractions do not create a significant cost limitation for this operation.
В значительной степени все металлы в сырье в конечном итоге отбрасываются в фазу асфальтена путем рециклизации неперегнанной, неконвертированной тяжелой нефти в устройство деасфальтизации в растворителе. Включение дистиллята, являющегося донором водорода, в деасфальтированную нефть, подаваемую в термическую крекинг-установку, будет подавлять или в значительной степени удалять коксообразующие фракции из конденсирующихся с образованием дополнительных асфальтенов, в результате чего увеличивается выход ценных продуктов.To a large extent, all the metals in the feed are ultimately discarded into the asphaltene phase by recycling unrefined, unconverted heavy oil to a deasphalting device in a solvent. The inclusion of a hydrogen donor distillate in a deasphalted oil fed to a thermal cracking unit will suppress or substantially remove coke-forming fractions from condensing with the formation of additional asphaltenes, resulting in an increase in the yield of valuable products.
По настоящему изобретению асфальтены, присутствующие в углеводородном сырье, подлежащем облагораживанию, удаляют на стадии деасфальтизации перед стадией термического крекинга. Кроме того, путем рециклизации на стадию деасфальтизации в растворителе неперегнанной остаточной фракции продуктов термической крекинг-установки, фракция которой может содержать асфальтены, полученные как побочные продукты термического крекинга, любые асфальтены, полученные в термической крекинг-установке, удаляют, и деасфальтированная неперегнанная остаточная фракция из термической крекинг-установки может быть возвращена в термическую крекинг-установку для дальнейшего крекинга. Таким образом, по настоящему изобретению удаление асфальтенов из исходного и рециркулированного сырья, расположенного выше по потоку от термической крекинг-установки, приводит к большей конверсии неперегнанных углеводородов в дистилляты по сравнению с известными способами.According to the present invention, the asphaltenes present in the hydrocarbon feed to be upgraded are removed in the deasphalting step before the thermal cracking step. In addition, by recycling to the deasphalting step in the solvent the unrefined residual fraction of the products of the thermal cracking unit, the fraction of which may contain asphaltenes obtained as by-products of the thermal cracking, any asphaltenes obtained in the thermal cracking unit are removed, and the deasphalted unrefined residual fraction from thermal cracking unit can be returned to the thermal cracking unit for further cracking. Thus, according to the present invention, the removal of asphaltenes from the feed and recycled raw materials located upstream of the thermal cracking unit leads to a greater conversion of non-distilled hydrocarbons to distillates compared to known methods.
По настоящему изобретению асфальтены, полученные по изобретению, могут использоваться в качестве топлива другим потребителем топлива. Например, эти асфальтены можно использовать как топливо в камере сгорания с псевдоожиженным слоем или мазутном котле на топливе высокой вязкости. В качестве альтернативы асфальтены можно использовать как исходное сырье для газификатора или они могут быть коксованы для получения более легкого жидкого топлива и нефтяного коксового топлива. Если они газифицированы, то синтез-газ, полученный из асфальтенов, можно использовать как источник водорода для устройства для гидроочистки. Если они коксованы, дистиллятное топливо, полученное из асфальтенов, можно обработать в среде водорода и затем соединить с дистиллятными продуктами, которые получены в результате крекинга деасфальтированной нефти, а кокс можно продать на рынке твердого топлива.According to the present invention, the asphaltenes obtained according to the invention can be used as fuel by another fuel consumer. For example, these asphaltenes can be used as fuel in a fluidized-bed combustion chamber or a high viscosity fuel oil boiler. As an alternative, asphaltenes can be used as feedstock for a gasifier or they can be coked to produce lighter liquid fuels and petroleum coke fuels. If they are gasified, then the synthesis gas obtained from asphaltenes can be used as a hydrogen source for a hydrotreating device. If they are coked, distillate fuel obtained from asphaltenes can be processed in a hydrogen medium and then combined with distillate products obtained from cracking of deasphalted oil, and coke can be sold on the solid fuel market.
Отогнанные фракции из процесса, которые являются свободными от асфальтенов и свободными от металлов и имеют уменьшенное содержание серы, можно использовать без дальнейшей обработки в качестве замены высококачественного дистиллятного топлива или очищенного нефтехимического сырья.The distilled fractions from the process, which are free of asphaltenes and free of metals and have a reduced sulfur content, can be used without further processing as a substitute for high-quality distillate fuel or refined petrochemical feedstocks.
Более того, настоящее изобретение также включает аппаратуру для проведения способа по настоящему изобретению.Moreover, the present invention also includes apparatus for carrying out the method of the present invention.
Реализации настоящего изобретения описываются посредством примера и со ссылкой к сопровождающим рисункам, где:Implementations of the present invention are described by way of example and with reference to the accompanying drawings, where:
Фиг. 1 представляет собой блок-схему первой реализации настоящего изобретения для облагораживания углеводородного сырья, содержащего серу, металлы и асфальтены, где сырье подают в дистилляционную колонну; иFIG. 1 is a block diagram of a first implementation of the present invention for upgrading a hydrocarbon feedstock containing sulfur, metals, and asphaltenes, where the feedstock is fed to a distillation column; and
Фиг. 2 представляет собой блок-схему второй реализации настоящего изобретения для облагораживания углеводородного сырья, содержащего серу, металлы и асфальтены, где сырье подают в термическую крекингустановку.FIG. 2 is a block diagram of a second implementation of the present invention for upgrading a hydrocarbon feed containing sulfur, metals, and asphaltenes, where the feed is fed to a thermal cracker.
Обращаясь теперь к рисункам: ссылка 10А обозначает первый вариант установки по настоящему изобретению для облагораживания углеводородного сырья 11, которое, как правило, содержит серу, металлы и асфальтены. Установка 10 А включает в себя теплообменник 12 для нагрева сырья 11 и получения нагретого сырья 13, которое подают в дистилляционную колонну 14, которая может работать при почти атмосферном давлении или, посредством использования двух отдельных сосудов, при максимальном давлении, которое ниже атмосферного. Разделение на фракции происходит внутри колонны 14, производящей газовый поток 15, один или более дистиллятных потоков, показанных как объединенный поток 16, который является в значительной степени свободным от асфальтенов и металлов, и неперегнанную фракцию 18, содержащую серу, асфальтены и металлы.Turning now to the drawings: reference 10A denotes a first embodiment of a plant of the present invention for refining hydrocarbon feedstocks 11, which typically contains sulfur, metals and asphaltenes. Installation 10 A includes a heat exchanger 12 for heating the feedstock 11 and producing heated feedstock 13, which is fed to a distillation column 14, which can operate at almost atmospheric pressure or, through the use of two separate vessels, at a maximum pressure that is lower than atmospheric. The fractionation takes place within the column 14 producing the gas stream 15, one or more distillate streams, shown as a combined stream 16, which is substantially free of asphaltenes and metals, and an unrefined fraction 18, containing sulfur, asphaltenes and metals.
Газовый поток 15 может быть использован в качестве топлива для нагрева процесса. Часть объединенного потока 16 может отбираться как поток продукта 37, и остаток объединенного потока 16 превращают посредством 17 для получения разбавителя, являющегося донором водорода, 17А, как описано ниже; и неотогнанную, или восстановленную, фракцию 18 подают в установку для деасфальтизации в растворителе (ДАР) 19 для переработки неперегнанной фракции и производства потока деасфальтированной нефти (ДАН) 20 и потока асфальтена 21. Установка ДАР 19 является традиционной в том смысле, что использует регенерированный легкий углеводород, такой как пентан или гексан, или их комбинацию, для разделения фракции 18 на потоки 20 и 21. Концентрация металлов в потоке ДАН 20, полученном в установке ДАР 19, является значительно меньшей, чем концентрация металлов в фракции 18, подаваемой в установку ДАР 19. Кроме того, концентрация металлов в потоке асфальтена 21 является существенно выше, чем концентрация металлов в потоке ДАН 20. Узел 22 служит в качестве средства для объединения разбавителя, являющегося донором водорода, 1 7А с потоком деасфальтированной нефти 20 для образования объединенного потока 23, который подвергают термическому крекингу в печи для крекинга или печи для крекинга, объединенной с реакционной камерой, показанной как термическая крекинг-установка 24. Предпочтительно, поток деасфальтированной нефти 20 объединяют с потоком-донором водорода 17А в пропорции от 0,25 до 4 частей донора водорода к 1 части деасфальтированной нефти. Тепло, подаваемое к устройству термического крекинга 24, и время пребывания потока 23 в нем служат для термического крекинга потока 23 в части способных перегоняться легких углеводородов. Асфальте ны, образованные в течение термического крекинга неперегоняемых частей, представляют собой часть подвергнутого термическому крекингу потока 25.The gas stream 15 can be used as fuel for heating the process. Part of the combined stream 16 may be taken as product stream 37, and the remainder of the combined stream 16 is converted by 17 to obtain a hydrogen donor diluent, 17A, as described below; and the non-distilled, or reduced, fraction 18 is fed to a solvent deasphalting unit (DAP) 19 for processing the non-distilled fraction and producing a deasphalted oil stream (DAN) 20 and an asphaltene stream 21. The DAP 19 installation is traditional in that it uses regenerated light a hydrocarbon, such as pentane or hexane, or a combination thereof, for separating fraction 18 into streams 20 and 21. The concentration of metals in the stream DAN 20 obtained in the installation of DAR 19 is significantly lower than the concentration of metals in f stock 18 supplied to the DAR installation 19. In addition, the metal concentration in the asphaltene stream 21 is significantly higher than the metal concentration in the DAN stream 20. Node 22 serves as a means for combining the hydrogen donor diluent 1 7A with a deasphalted oil stream 20 to form a combined stream 23 that is thermally cracked in a cracking furnace or a cracking furnace combined with a reaction chamber shown as a thermal cracking unit 24. Preferably, the deasphalting stream This oil 20 is combined with a hydrogen donor stream 17A in a proportion of 0.25 to 4 parts hydrogen donor to 1 part deasphalted oil. The heat supplied to the thermal cracking device 24, and the residence time of the stream 23 in it serve for thermal cracking of the stream 23 in part capable of distillation of light hydrocarbons. The asphalts formed during the thermal cracking of the non-distillable parts are part of the thermally cracked stream 25.
Наконец, ввод 26 в дистилляционную колонну 14 служит в качестве средства для подачи подвергнутого термическому крекингу потока 25 в колонну. Внутри этой колонны поддающиеся перегонке части в потоке 25 отделяют и получают как часть газового потока 15 и объединенного потока 16. В случае, когда тяжелое углеводородное сырье 11 не содержит значительного количества дистиллята, сырье 11 может быть направлено в устройство для деасфальтизации в растворе 19 вместо колонны 14, как показано на фиг. Альтернативно, когда сырье 11 содержит серу, металлы и асфальтены, сырье 11 может быть направлено в термическую крекинг-установку 24 в аппаратуре 1 0В, показанной на фиг. 2.Finally, the inlet 26 into the distillation column 14 serves as a means for feeding the thermally cracked stream 25 to the column. Inside this column, distillable portions in stream 25 are separated and obtained as part of gas stream 15 and combined stream 16. In the case where the heavy hydrocarbon feed 11 does not contain a significant amount of distillate, feed 11 can be sent to a deasphalting apparatus in solution 19 instead of a column 14, as shown in FIG. Alternatively, when feed 11 contains sulfur, metals, and asphaltenes, feed 11 can be sent to thermal cracking unit 24 in apparatus 10B shown in FIG. 2.
В то время как на фиг. 1 показан возврат подачи подвергнутого термическому крекингу потока 25 непосредственно в колонну 14, также возможно смешивать поток 25 с сырьем 11, способствуя, таким образом, нагреву сырья при подготовке к разделению на фракции в колонне 14.While in FIG. 1 shows the return of the feed of the thermally cracked stream 25 directly to the column 14, it is also possible to mix the stream 25 with the feed 11, thereby contributing to the heating of the feed in preparation for fractionation in the column 14.
Предпочтительно, чтобы, по крайней мере, часть дистиллята, произведенного колонной 14, а именно поток 16, являлся каталитически обработанным водородом в устройстве для гидроочистки 27, которое также получает газообразный водород по линии 28. Гидрообработанный продукт в линии 29 затем нагревают в теплообменнике 30 и разделяют на фракции в колонне 31, образующей газовый поток 32, легкие дистилляты 33, дистилляты среднего диапазона 34 и тяжелые дистилляты 35.Preferably, at least a portion of the distillate produced by column 14, namely stream 16, is catalytically treated with hydrogen in a hydrotreating device 27, which also receives hydrogen gas through line 28. The hydroprocessed product in line 29 is then heated in heat exchanger 30 and separated into fractions in a column 31 forming a gas stream 32, light distillates 33, middle range distillates 34 and heavy distillates 35.
Газовый поток 32 можно использовать, например, в качестве топлива для нагрева процесса; или, водород в газовом потоке может быть регенерирован для использования в устройстве для гидроочистки 27. Поток 29 также будет содержать значительные количества сероводорода из процесса десульфуризации в устройстве для гидроочистки. Этот сероводород можно легко удалить из газовой фракции, используя традиционную технологию для извлечения серы.The gas stream 32 can be used, for example, as fuel for heating the process; or, hydrogen in the gas stream can be regenerated for use in the hydrotreating device 27. Stream 29 will also contain significant amounts of hydrogen sulfide from the desulfurization process in the hydrotreating device. This hydrogen sulfide can be easily removed from the gas fraction using conventional sulfur recovery technology.
Часть фракции среднего дистиллята 34, которая будет иметь диапазон кипения от приблизительно 500°Г (260°С) до 900°Г (482°С), используют в качестве разбавителя, являющегося донором водорода, для процесса термического крекинга и рециркулируют как поток 17А. Часть фракции среднего дистиллята 34, которую не используют в качестве донора водорода, отводят из системы в виде потока 36. Потоки 32, 33, 35, 36 и 37 могут быть объединены как обогащенная синтетическая сырая нефть для дальнейшей переработки рафинированием или использованы в качестве топлива для генерирова ния электроэнергии без дальнейшей переработки.A portion of the middle distillate fraction 34, which will have a boiling range from about 500 ° G (260 ° C) to 900 ° G (482 ° C), is used as a hydrogen donor diluent for the thermal cracking process and is recycled as stream 17A. Part of the middle distillate fraction 34, which is not used as a hydrogen donor, is withdrawn from the system as stream 36. Streams 32, 33, 35, 36 and 37 can be combined as enriched synthetic crude oil for further refining or used as fuel for generating electricity without further processing.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения теплообменник 12 работает в качестве термической крекинг-установки для того, чтобы проводить крекинг тяжелых углеводородов в углеводородном сырье.In one embodiment of the present invention, the heat exchanger 12 operates as a thermal cracking unit in order to crack heavy hydrocarbons in a hydrocarbon feed.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, термическая крекинг-установка 24 содержит катализатор. В этом варианте теплообменник 12 функционирует как термическая крекинг-установка, а также он может содержать катализатор. Когда катализатор присутствует, термический крекинг осуществляют в присутствии этого катализатора. Катализатор может находиться в устройстве термического крекинга 24 и/или в теплообменнике 12, но предпочтительно находится в форме суспензии, диспергированной в нефти, переносимой соответствующим потоком сырья.In a preferred embodiment of the present invention, thermal cracking unit 24 comprises a catalyst. In this embodiment, the heat exchanger 12 functions as a thermal cracking unit, and it may also contain a catalyst. When a catalyst is present, thermal cracking is carried out in the presence of this catalyst. The catalyst may be in the thermal cracking device 24 and / or in the heat exchanger 12, but preferably is in the form of a suspension dispersed in oil, carried by an appropriate stream of raw materials.
Катализатор предпочтительно промотирует крекинг объединенного потока 23 или содержимого теплообменника 12, когда теплообменник 12 работает как термическая крекингустановка. В одном варианте изобретения катализатор подавляет образование асфальтенов. В наиболее предпочтительном варианте осуществления изобретения он выполняет обе функции. Катализатор предпочтительно представляет собой металл, выбранный из Групп 1УВ, УВ, У1В, УНВ и VIII Периодической системы элементов и их смеси. Наиболее предпочтительным катализатором является молибден. Катализатор можно применить в его элементарной форме или в форме соединения.The catalyst preferably promotes the cracking of the combined stream 23 or the contents of the heat exchanger 12 when the heat exchanger 12 operates as a thermal cracking unit. In one embodiment of the invention, the catalyst inhibits the formation of asphaltenes. In the most preferred embodiment of the invention, it performs both functions. The catalyst is preferably a metal selected from Groups 1УВ, УВ, У1В, УНВ and VIII of the Periodic Table of the Elements and their mixtures. The most preferred catalyst is molybdenum. The catalyst can be used in its elemental form or in the form of a compound.
В другом воплощении изобретения термический крекинг, который происходит в термической крекинг-установке 24, осуществляют в присутствии донора водорода, например газообразного водорода или потока разбавителя, являющегося донором водорода.In another embodiment of the invention, thermal cracking that occurs in thermal cracking unit 24 is carried out in the presence of a hydrogen donor, for example hydrogen gas or a diluent stream, which is a hydrogen donor.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения газообразный водород подают в термическую крекинг-установку 24 для улучшения характеристик способа. Более того, газообразный водород может быть добавлен в теплообменник 12 в таком варианте изобретения, где теплообменник 12 работает в качестве термической крекинг-установки.In yet another embodiment of the present invention, hydrogen gas is supplied to the thermal cracking unit 24 to improve the process characteristics. Moreover, gaseous hydrogen can be added to the heat exchanger 12 in such an embodiment of the invention, where the heat exchanger 12 operates as a thermal cracking unit.
Считается, что преимущества и улучшенные результаты, предоставленные способом и аппаратурой, о которых идет речь, очевидны из предшествующего описания настоящего изобретения. Различные изменения и модификации могут быть сделаны без отхода от духа и рамок данного изобретения, как описано в пунктах формулы изобретения, которые следуют далее.It is believed that the advantages and improved results provided by the method and apparatus in question are apparent from the foregoing description of the present invention. Various changes and modifications can be made without departing from the spirit and scope of the present invention, as described in the claims that follow.
Claims (31)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/146,534 US6274003B1 (en) | 1998-09-03 | 1998-09-03 | Apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals, and asphaltenes |
US09/261,157 US6183627B1 (en) | 1998-09-03 | 1999-03-03 | Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals, and asphaltenes |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA199900714A2 EA199900714A2 (en) | 2000-04-24 |
EA199900714A3 EA199900714A3 (en) | 2000-08-28 |
EA001938B1 true EA001938B1 (en) | 2001-10-22 |
Family
ID=26844028
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA199900714A EA001938B1 (en) | 1998-09-03 | 1999-09-02 | Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals and asphaltenes |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0984054B1 (en) |
CN (1) | CN1313577C (en) |
AU (1) | AU5754999A (en) |
BR (1) | BR9904043A (en) |
CA (1) | CA2281058C (en) |
EA (1) | EA001938B1 (en) |
EG (1) | EG21975A (en) |
ID (1) | ID23605A (en) |
IL (1) | IL141696A (en) |
MX (1) | MXPA01002304A (en) |
TR (1) | TR199902131A3 (en) |
WO (1) | WO2000014178A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2620795C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Installation of synthetic oil facilities refining |
RU2656273C2 (en) * | 2013-02-04 | 2018-06-05 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP3442079B2 (en) * | 1994-12-13 | 2003-09-02 | エクソン ケミカル パテンツ インコーポレイテッド | Fuel oil composition |
US20030129109A1 (en) * | 1999-11-01 | 2003-07-10 | Yoram Bronicki | Method of and apparatus for processing heavy hydrocarbon feeds description |
CN102504862B (en) * | 2011-11-18 | 2014-04-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hydrogen donating thermal cracking method |
KR102387296B1 (en) * | 2014-02-25 | 2022-04-14 | 사우디 베이식 인더스트리즈 코포레이션 | A process for the preparation of a feedstock for a hydroprocessing unit |
CN105733671A (en) * | 2014-12-10 | 2016-07-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system of using low-quality heavy oil to produce quality improved oil |
CA2963436C (en) | 2017-04-06 | 2022-09-20 | Iftikhar Huq | Partial upgrading of bitumen |
US11591529B2 (en) * | 2018-11-07 | 2023-02-28 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for C5+ hydrocarbon conversion |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL7507484A (en) * | 1975-06-23 | 1976-12-27 | Shell Int Research | PROCESS FOR CONVERTING HYDROCARBONS. |
NL7510465A (en) * | 1975-09-05 | 1977-03-08 | Shell Int Research | PROCESS FOR CONVERTING HYDROCARBONS. |
NL190815C (en) * | 1978-07-07 | 1994-09-01 | Shell Int Research | Process for the preparation of gas oil. |
NL8201119A (en) * | 1982-03-18 | 1983-10-17 | Shell Int Research | PROCESS FOR PREPARING HYDROCARBON OIL DISTILLATES |
US4485004A (en) * | 1982-09-07 | 1984-11-27 | Gulf Canada Limited | Catalytic hydrocracking in the presence of hydrogen donor |
CA1222471A (en) * | 1985-06-28 | 1987-06-02 | H. John Woods | Process for improving the yield of distillables in hydrogen donor diluent cracking |
US5192421A (en) * | 1991-04-16 | 1993-03-09 | Mobil Oil Corporation | Integrated process for whole crude deasphalting and asphaltene upgrading |
-
1999
- 1999-08-30 CA CA002281058A patent/CA2281058C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-08-31 IL IL14169699A patent/IL141696A/en not_active IP Right Cessation
- 1999-08-31 MX MXPA01002304A patent/MXPA01002304A/en not_active IP Right Cessation
- 1999-08-31 WO PCT/IB1999/001602 patent/WO2000014178A1/en active Application Filing
- 1999-08-31 AU AU57549/99A patent/AU5754999A/en not_active Abandoned
- 1999-08-31 CN CNB998123056A patent/CN1313577C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-09-01 EG EG108999A patent/EG21975A/en active
- 1999-09-02 TR TR1999/02131A patent/TR199902131A3/en unknown
- 1999-09-02 BR BR9904043-3A patent/BR9904043A/en not_active IP Right Cessation
- 1999-09-02 EA EA199900714A patent/EA001938B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-09-02 EP EP99117256A patent/EP0984054B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-02 ID IDP990832D patent/ID23605A/en unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2656273C2 (en) * | 2013-02-04 | 2018-06-05 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting |
RU2620795C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Installation of synthetic oil facilities refining |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0984054A2 (en) | 2000-03-08 |
IL141696A0 (en) | 2002-03-10 |
CA2281058A1 (en) | 2000-03-03 |
CN1323339A (en) | 2001-11-21 |
AU5754999A (en) | 2000-03-27 |
EA199900714A3 (en) | 2000-08-28 |
WO2000014178A1 (en) | 2000-03-16 |
CA2281058C (en) | 2008-08-05 |
ID23605A (en) | 2000-05-04 |
TR199902131A2 (en) | 2000-04-21 |
EP0984054A3 (en) | 2000-04-05 |
MXPA01002304A (en) | 2002-04-24 |
EG21975A (en) | 2002-05-31 |
BR9904043A (en) | 2000-08-29 |
TR199902131A3 (en) | 2000-04-21 |
IL141696A (en) | 2004-07-25 |
CN1313577C (en) | 2007-05-02 |
WO2000014178A8 (en) | 2001-03-08 |
EA199900714A2 (en) | 2000-04-24 |
EP0984054B1 (en) | 2011-08-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6183627B1 (en) | Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals, and asphaltenes | |
US7618530B2 (en) | Heavy oil hydroconversion process | |
US6726832B1 (en) | Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds | |
US7297250B2 (en) | Method of and apparatus for processing heavy hydrocarbon feeds | |
WO2019133880A1 (en) | Conversion of heavy fuel oil to chemicals | |
EP3530718B1 (en) | A process for the conversion of crude oil to light olefins, aromatics and syngas | |
US11208602B2 (en) | Process for converting a feedstock containing pyrolysis oil | |
RU2495086C2 (en) | Selective recycling of heavy gasoil for purpose of optimal integration of heavy crude oil and vacuum gas oil refining | |
JPS5898387A (en) | Preparation of gaseous olefin and monocyclic aromatic hydrocarbon | |
US5413702A (en) | High severity visbreaking of residual oil | |
GB2177417A (en) | Co-processing of straight run vacuum resid and cracked residua | |
US4792390A (en) | Combination process for the conversion of a distillate hydrocarbon to produce middle distillate product | |
KR0148566B1 (en) | Process for the conversion of a heavy hydrocarbonaceous feedstock | |
EA001938B1 (en) | Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals and asphaltenes | |
US4179355A (en) | Combination residual oil hydrodesulfurization and thermal cracking process | |
US4405442A (en) | Process for converting heavy oils or petroleum residues to gaseous and distillable hydrocarbons | |
US4552725A (en) | Apparatus for co-processing of oil and coal | |
CA2199045C (en) | Process for the thermal cracking of a residual hydrocarbon oil | |
EP0400743B1 (en) | Heavy oil conversion process | |
US4390409A (en) | Co-processing of residual oil and coal | |
WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
EP0156614A2 (en) | Coking residuum in the presence of hydrogen donor | |
US4814064A (en) | Combination process for the conversion of a residual hydrocarbonaceous charge stock to produce middle distillate product | |
US11840672B2 (en) | Integrated process for converting crude oil to high value petrochemicals | |
US5879535A (en) | Two-stage process for obtaining significant olefin yields from residua feedstocks |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |