EA013731B1 - Способ гидропереработки сырой нефти (варианты) - Google Patents
Способ гидропереработки сырой нефти (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- EA013731B1 EA013731B1 EA200870066A EA200870066A EA013731B1 EA 013731 B1 EA013731 B1 EA 013731B1 EA 200870066 A EA200870066 A EA 200870066A EA 200870066 A EA200870066 A EA 200870066A EA 013731 B1 EA013731 B1 EA 013731B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- reactor
- stream
- oil
- hydrogen
- separator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 43
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 70
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 56
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 34
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 24
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 32
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 20
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 5
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 2
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 8
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 8
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
- C10G45/46—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
- C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1088—Olefins
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
- C10G2300/703—Activation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Предлагается новая мазутная полностью реакторная система гидропереработки шлама, которая позволяет катализатору, непреобразованной нефти и преобразованной нефти циркулировать в непрерывной смеси по всему реактору без застаивания смеси. Смесь частично разделяется внутри реакторов для отвода только продуктов и водородного газа, в то же время позволяя непреобразованной нефти и катализаторной пульпе продолжать передвигаться в следующий последовательный реактор. Часть непреобразованной нефти затем преобразуется в более низкокипящие углеводороды в очередной раз, создавая смесь непреобразованной нефти, продуктов, водорода и катализаторной пульпы. Дополнительная гидрообработка может происходить в дополнительных реакторах, полностью преобразовывая нефть. Дополнительная нефть может быть добавлена в промежуточной стадии через вход подачи, по возможности в комбинации со шламом. Нефть может быть поочередно частично преобразована, оставляя высоко концентрированный катализатор в непреобразованной нефти, которая может быть повторно направлена напрямую в первый реактор.
Description
Рассматриваемое в данный момент изобретение относится к способу переработки сырой нефти с применением композиции катализаторной пульпы.
Предыдущий уровень техники
В настоящее время существует повышенный интерес к обработке сырой нефти из-за большего спроса на нефтепродукты по всему миру. Канада и Венесуэла являются источники сырой нефти. Способы, которые приводят к полному преобразованию сырья сырой нефти в полезные продукты, являются особенно интересными.
Следующие патенты, которые включены посредством ссылки, направлены на приготовление высокоактивных композиций катализаторной пульпы и их применение в способах переработки сырой нефти.
Заявка США 10/938,202 направлена на приготовление композиции катализатора, подходящей для гидропереработки сырой нефти. Композицию катализатора готовят посредством ряда стадий, включая смешивание оксидов металлов группы У!В и водного аммиака для образования водной смеси и сульфидирование смеси для образования шлама. Шлам затем активируется металлами группы VIII. Последующие стадии включают смешивание шлама с углеводородной нефтью и объединением получаемой смеси с водородным газом и второй углеводородной нефтью, обладающей более низкой вязкостью, чем первая нефть. Таким образом, получают активную композицию катализатора.
Заявка США 10/938,003 направлена на приготовление композиции катализаторной пульпы. Композицию катализаторной пульпы готовят в ряду стадий, включающих смешивание оксидов металлов группы νίΒ и водного аммиака для образования водной смеси и сульфидируют смесь для образования шлама. Шлам затем активируют металлами группы VIII. Последующие стадии включают смешивание шлама с углеводородной нефтью и объединение получаемой смеси с водородным газом (при условиях, которые поддерживают воду в жидкой фазе) для получения активной катализаторной пульпы.
Заявка США 10/938,438 направлена на способ, в котором применяют композиции катализаторной пульпы в переработке сырой нефти. Композиции катализаторной пульпы не позволяют оседать, что приводило бы к возможной дезактивации. Шлам повторно направляют в реактор переработки для повторного применения, и продукты не требуют никаких дополнительных процедур разделения для отвода катализатора.
Заявка США 10/938,200 направлена на способ переработки сырой нефти с применением шламовой композиции. Шламовую композицию готовят в ряду стадий, включающих смешивание оксидов металлов группы νΊΒ с водным аммиаком для образования водной смеси, и сульфидируют смесь для образования шлама. Шлам затем активируют соединением металла группы VIII. Последующие стадии включают смешивание шлама с углеводородной нефтью и объединение получаемой смеси с водородным газом (при условиях, которые поддерживают воду в жидкой фазе) для получения активной катализаторной пульпы.
Заявка США 10/938,269 направлена на способ переработки сырой нефти с применением шламовой композиции. Шламовую композицию готовят посредством ряда стадий, включающих смешивание оксидов металлов Группы VI. В и водного аммиака для образования водной смеси и сульфидируют смесь для образования шлама. Шлам затем активируют металлами группы VIII. Последующие стадии включают смешивание шлама с углеводородной нефтью и объединение получаемой смеси с водородным газом и второй углеводородной нефтью, обладающей более низкой вязкостью, чем первая нефть. Таким образом, получают активную композицию катализатора.
Краткое описание изобретения
Способ гидропереработки сырой нефти, указанный способ, в котором применяют по меньшей мере два реактора с восходящим потоком последовательно с сепаратором внутри каждого реактора, указанный способ, включающий следующие стадии:
(a) комбинирования подачи нагретой сырой нефти, активной композиции катализаторной пульпы и водородсодержащего газа для образования смеси;
(b) пропускания смеси стадии (а) к основанию первого реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих повышенную температуру и давление;
(c) отвода потока пара, включающего продукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, из верха первого реактора и пропускания его к первому сепаратору;
(б) в первом сепараторе, отвода продуктов и водорода сверху в виде пара в дополнительную обработку и непреобразованного материала и катализаторной пульпы в виде жидкого донного потока;
(е) объединения донных потоков стадии (б) с дополнительной нефтью подачи, приводящую к образованию промежуточной смеси;
(I) пропускания промежуточной смеси стадии (е) к основанию второго реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих повышенную температуру и давление;
(д) отвод потока пара, включающего продукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу из верха второго реактора и пропускания его ко второму сепаратору;
(II) во втором сепараторе, отвода продуктов и водорода сверху в виде пара в дополнительную обработку и пропускания жидкого донного потока, включающего непреобразованный материал и катализа
- 1 013731 торную пульпу, в дополнительную обработку.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1-6 изображают схемы способа этого изобретения с добавлением нефти в промежуточной стадии.
Детальное описание изобретения
Рассматриваемое в данный момент изобретение направлено на способ каталитически активированного шламового гидрокрекинга. Разделение на промежуточной стадии продуктов и непреобразованного материала эффективно в поддержании эффективного теплового баланса в способе. На фиг. 1 поток 1 включает подачу тяжелого сырья, такого как вакуумный мазут. Эта подача поступает в печь 80, где она нагревается, выходя в потоке 4. Поток 4 объединяется с водородсодержащим газом (поток 2), и потоком, включающим активную шламовую композицию (поток 23), приводя к образованию смеси (поток 24). Поток 24 входит в основание реактора 10. Поток пара 5 выходит из вершины реактора 10, включая продукты и водородный газ, так же как шлам и непреобразованный материал. Поток 5 проходит в сепаратор 40, который предпочтительно является испарительным барабаном. Продукт и водород отводят сверху из сепаратора 40 в виде потока 6. Жидкий поток 7 отводят через основание испарительного барабана. Поток 7 содержит шлам в комбинации с непреобразованной нефтью.
Поток 7 объединяют с газообразным потоком, включающим водород (пар 15) и потоком 41 (который включает дополнительную подачу, такую как вакуумный газойль) для образования потока 27. Поток 27 входит в основание второго реактора 20. Поток пара 8 выходит из второго реактора 20 и проходит в сепаратор 50, который предпочтительно является испарительным барабаном. Продукт и водородный газ отводят сверху из сепаратора 50 в виде потока 9. Жидкий поток 11 отводят через основание испарительного барабана. Поток 11 содержит шлам в комбинации с непреобразованной нефтью.
Поток 11 объединяют с газообразным потоком, включающим водород (пар 16) для образования потока 28. Поток 28 входит в основание третьего реактора 30. Поток пара 12 выходных реакторов 30 проходит в сепаратор 60, который предпочтительно является испарительным барабаном. Продукт и водородный газ отводят сверху в виде потока 13. Жидкий поток 17 отводят через основание испарительного барабана. Поток 17 содержит шлам в комбинации с непреобразованной нефтью. Часть этого потока может быть отведена через поток 18.
Верхние потоки 6, 9 и 13 создают поток 14, который проходит в пускатель десорбированной нефти 70. Поток 21, который содержит десорбированную нефть, такую как вакуумный газойль, входит в верхнюю часть пускателя десорбированной нефти 70 и течет вниз. Продукты и газ выходят из пускателя десорбированной нефти 70 сверху через поток 22, в то время как жидкий поток 19 выходит в основании. Поток 19 включает смесь шлама и непреобразованной нефти. Поток 19 объединяют с потоком 17, который также включает смесь шлама и непреобразованной нефти. Свежий шлам добавляют в поток 3 и создают поток 23. Поток 23 объединяют с подачей в первый реактор 10.
Фиг. 2 изображает схему потока, идентичную таковой из фиг. 1, за исключением того, что поток 11 объединен с дополнительным потоком подачи, таким как вакуумный газойль, в дополнение к водородному потоку 16 для образования потока 28.
Фиг. 3, 4 и 5 являются вариациями на многореакторную схему потока, в которой некоторые реакторы имеют внутренние средства разделения фаз в реакторе, а некоторые используют внешнее разделение при помощи испарительного барабана.
На фиг. 3 поток 1 включает подачу тяжелого сырья, такого как вакуумный мазут. Эта подача поступает в печь 80, где она нагревается, выходя в потоке 4. Поток 4 объединяется с водородсодержащим газом (поток 2), и потоком, включающим активную шламовую композицию (поток 23), приводя к образованию смеси (поток 24). Поток 24 входит в основание реактора 10. Поток пара 31 выходит из вершины реактора, включая только продукты и газы благодаря аппарату разделения внутри реактора. Поток 26, который содержит шлам в комбинации с непереработанной нефтью, выходит из основания реактора 10.
Поток 26 объединяют с газообразным потоком, включающим водород (пар 15), и потоком 41 (который включает дополнительную подачу, такую как вакуумный газойль) для образования потока 27. Поток 27 входит в основание второго реактора 20. Способ продолжается, как показано на фиг. 1.
На фиг. 4 поток 11 объединен с дополнительной подачей (поток 42), так же как с потоком 16, для образования потока 28. Иначе, фиг. 4 идентична фиг. 3.
На фиг. 5 поток 1 включает подачу тяжелого сырья, такого как вакуумный мазут. Эта подача поступает в печь 80, где она нагревается, выходя в потоке 4. Поток 4 объединяется с водородсодержащим газом (поток 2) и потоком, включающим активную шламовую композицию (поток 23) , приводя к образованию смеси (поток 24). Поток 24 входит в основание реактора 10. Поток пара 31 выходит из вершины реактора, включая только продукты и газы, благодаря аппарату разделения внутри реактора (не показан). Жидкий поток 26, который содержит шлам в комбинации с непереработанной нефтью, выходит из основания реактора 10.
Поток 26 объединен с газообразным потоком, включающим водород (пар 15), и потоком 41 (который составлен из дополнительной подачи, такой как вакуумный газойль, и может также содержать катализаторную пульпу) для создания потока 27. Поток 27 входит в основание второго реактора 20. Поток
- 2 013731 пара 32 выходит из вершины реактора 20, включая продукты и газы только из-за аппарата разделения в реакторе (непоказанный). Поток 29, который содержит шлам в комбинации с непереработанной нефтью, выходит из основания реактора 20.
Поток 29 объединяется с водородсодержащим газом (поток 16) для образования потока 28. Поток 28 входит в основание реактора 30. Поток пара 12 выходит из вершины реактора, проходя в сепаратор 60, предпочтительно испарительный барабан. Продукт и газы отводят сверху в виде потока 13. Жидкий поток 17 отводят через основание сепаратора 60. Поток 17 содержит шлам в комбинации с непереработанной нефтью. Часть этого потока может быть отведена через поток 18.
Верхние потоки 31, 32 и 13 создают поток 14, который проходит к пускателю десорбированной нефти 70. Поток 21, включающий десобированную нефть, такую как вакуумный газойль, входит в верхнюю часть сепаратора высокого давления 70. Продукты и водород выходят из сепаратора высокого давления 70 сверху, в то время как поток 19 выходит в основании. Поток 19 включает смесь шлама и непереработанной нефти. Поток 19 объединяют с потоком 17, который также включает смесь шлама и непереработанной нефти. Свежий шлам добавляют в поток 3 и создают поток 23. Поток 23 объединяют с подачей в первый реактор 10.
На фиг. 6 поток 29 объединен с дополнительной подачей (поток 42), так же как с потоком 16 для создания потока 28. Иначе фиг. 6 идентична фиг. 5.
Способ приготовления композиции катализаторной пульпы, примененной в этом изобретении, сформулирован в заявках США 10/938003 и 10/938202 и включен посредством ссылки. Композиция катализатора полезна для, но не ограничена способами переработки гидрированием, такими как термический гидрокрекинг, гидроочистка, гидродесульфуризация, гидроденитрификация и гидродеметаллизация.
Сырье, подходящее для применения в этом изобретении, сформулировано в заявке США 10/938269 и включает атмосферный мазут, вакуумный мазут, смолу из установки деасфальтизации растворителя, атмосферные газойли, вакуумные газойли, деасфальтированную нефть, олефины, масла, получаемые из гудронных песков или битумы, масла, получаемые из угля, тяжелой сырой нефти, синтетические масла из процессов Фишера-Тропша, и масла, получаемые из переработанных нефтяных отходов и полимеров.
Предпочтительным видом реактора в рассматриваемом в данный момент изобретении является жидкостной рециркуляционный реактор, хотя могут быть применены и другие виды реакторов с восходящим потоком. Жидкостные рециркуляционные реакторы обсуждены дополнительно в совместно рассматриваемой заявке, которая включена посредством ссылки.
Жидкостной рециркуляционный реактор является реактором с восходящим потоком, который подает тяжелую углеводородную нефть и газ, обогащенный водородом, при повышенном давлении и температуре для гидропереработки. Условия способа для жидкого рециркулирующего реактора включают давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру в диапазоне от 371 до 482°С. Предпочтительные условия включают 13,8 до 20,7 МПа и температуру в диапазоне 371-482°С.
Гидропереработка включает способы, такие как гидрокрекинг и отвод гетероатомных загрязнителей (таких как сера и азот). В применении катализаторной пульпы частицы катализатора являются чрезвычайно маленькими (1-10 мкм). Насосы, в целом, не обязательны для рециркуляции, хотя они могут быть применены.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ гидропереработки сырой нефти, осуществляемый с помощью по меньшей мере двух реакторов с восходящим потоком, расположенных последовательно, с сепаратором между каждыми реакторами, причём указанный способ включает следующие стадии:(a) перемешивание нагретой сырой нефти, активной композиции катализаторной пульпы и водородсодержащего газа для образования смеси;(b) подачу смеси стадии (а) в нижнюю часть первого реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(c) отвод из верха первого реактора потока пара, включающего нефтепродукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, и подачу его к первому сепаратору;(6) в первом сепараторе отвод нефтепродуктов и водорода из верхней части первого сепаратора в виде пара для дополнительной обработки и непреобразованного материала и катализаторной пульпы в виде жидкого донного потока из нижней части первого сепаратора;(е) объединение донного потока стадии (б) с дополнительной подачей сырой нефти с образованием промежуточной смеси;(1) подачу промежуточной смеси стадии (е) в нижнюю часть второго реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(д) отвод потока пара, включающего нефтепродукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу из верхней части второго реактора и подачу его ко второму сепаратору;- 3 013731 (k) во втором сепараторе отвод нефтепродуктов и водорода из верхней части второго сепаратора в виде пара для дополнительной обработки и подачу жидкого донного потока, включающего непреобразованный материал и катализаторную пульпу, в дополнительную обработку.
- 2. Способ по п.1, в котором подача сырой нефти в один или более дополнительных реакторов объединена с дополнительной подачей сырой нефти в реактор.
- 3. Способ по п.2, в котором дополнительно подаваемая нефть отобрана из группы, состоящей из атмосферного мазута, вакуумного мазута, смолы из установки деасфальтизации растворителя, атмосферных газойлей, вакуумных газойлей, деасфальтированной нефти, олефинов, масел, получаемых из гудронных песков или битумов, масел, получаемых из угля, тяжелой сырой нефти, синтетических масел из процессов Фишера-Тропша и масел, получаемых из переработанных нефтяных отходов и полимеров.
- 4. Способ по п.3, где дополнительно подаваемая нефть является вакуумным газойлем.
- 5. Способ по п.1, в котором дополнительно подаваемая нефть дополнительно включает катализаторную пульпу.
- 6. Способ по п.1, где донный материал стадии (к) повторно направлен в стадию (а).
- 7. Способ по п.1, где донный материал стадии (к) подают в нижнюю часть третьего реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки шлама.
- 8. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один из реакторов является жидкостным рециркуляционным реактором.
- 9. Способ по п.8, в котором рециркуляционный реактор содержит насос.
- 10. Способ по п.1, где предпочтительный полный диапазон давления составляет от 13,8 до 20,7 МПа и предпочтительный диапазон для температуры реакции составляет от 413 до 454°С.
- 11. Способ гидропереработки по п.1, где сырая нефть отобрана из группы, состоящей из атмосферных газойлей, вакуумных газойлей, деасфальтированной нефти, олефинов, масел, полученных из гудронных песков или битумов, масел, полученных из угля, тяжелой сырой нефти, синтетических масел из процесса Фишера-Тропша, и масел, получаемых из переработанных нефтяных отходов и полимеров.
- 12. Способ гидропереработки по п.1, где способ отобран из группы, представляющей собой или гидрокрекинг, или гидроочистку, или гидродесульфуризацию, или гидроденитрификацию, или гидродеметаллизацию.
- 13. Способ по п.1, где активную композицию катализаторной пульпы по п.1 готовят посредством следующих стадий:(a) смешивания оксидов металлов группы νίΒ и водного аммиака для образования водной смеси соединений металлов группы νίΒ;(b) сульфидирования в исходной реакционной зоне водной смеси стадии (а) с газом, включающим сульфид водорода до дозы более 8 8СР сульфида водорода на фунт металлов группы νίΒ для образования шлама;(c) активирования шлама металлическим соединением группы VIII;(б) смешивания шлама стадии (с) с углеводородной нефтью, обладающей вязкостью по меньшей мере 2 мм2/с при 100°С для образования промежуточной смеси;(е) объединения промежуточной смеси стадии (б) с водородным газом во второй зоне реакции при условиях, которые поддерживают воду в промежуточной смеси стадии (б) в жидкой фазе, таким образом, образовывая активную композицию катализатора, которую примешивают к жидкому углеводороду; и (l) восстановления активной катализаторной композиции.
- 14. Способ по п.1, где по меньшей мере 90% массы сырья преобразовывается в более низкокипящие продукты.
- 15. Способ гидропереработки сырой нефти, осуществляемый с помощью по меньшей мере двух реакторов с восходящим потоком, расположенных последовательно, с первым сепаратором, расположенным внутри первого реактора, и вторым сепаратором, расположенным снаружи после второго реактора, причём указанный способ включает следующие стадии:(a) перемешивание нагретой сырой нефти, активной композиции катализаторной пульпы и водородсодержащего газа для образования смеси;(b) подачу смеси стадии (а) в нижнюю часть первого реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(c) разделение при помощи первого сепаратора внутри первого реактора потока, включающего продукт, водородные газы, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, на поток пара, включающий продукты и водородные газы, и жидкий поток, включающий непреобразованный материал и катализаторную пульпу;(б) подачу потока пара, включающего нефтепродукты и газы, из верхней части первого сепаратора на дополнительную обработку и подачу на стадию (е) жидкого потока, включающего непреобразованный материал и катализаторную пульпу, из нижней части первого реактора в виде донного потока;(е) объединение донного потока стадии (б) с дополнительно подаваемой сырой нефтью с образованием промежуточной смеси;(1) подачу промежуточной смеси стадии (е) в нижнюю часть второго реактора, который поддержи- 4 013731 вают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(д) отвод потока пара, включающего нефтепродукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, из верхней части второго реактора и подачу его ко второму сепаратору;(й) во втором сепараторе отвод нефтепродуктов и водорода из верхней части второго сепаратора в виде пара для дополнительной обработки и подачу жидкого донного материала, включающего непреобразованный материал и катализаторную пульпу, в дополнительную обработку.
- 16. Способ по п.15, в котором подача сырой нефти в один или более дополнительных реакторов объединена с дополнительной подачей сырой нефти в реактор.
- 17. Способ гидропереработки сырой нефти, осуществляемый с помощью по меньшей мере двух реакторов с восходящим потоком, расположенных последовательно, с сепаратором, расположенным внутри обоих реакторов, причём указанный способ включает следующие стадии:(a) перемешивание нагретой сырой нефти, активной композиции катализаторной пульпы и водородсодержащего газа для образования смеси;(b) подачу смеси стадии (а) в нижнюю часть первого реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(c) разделение внутри первого реактора потока пара, включающего нефтепродукты и водород, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, на поток пара, включающий нефтепродукты и водород, и жидкий поток, включающий непреобразованный материал и катализаторную пульпу;(б) подачу потока пара, включающего нефтепродукты и водород, из верхней части первого реактора (10) в первый сепаратор (40) для дополнительной обработки и отбор жидкого потока, включающего непреобразованный материал и катализаторную пульпу из первого реактора, из донной части сепаратора (40) в виде донного потока;(е) объединение донного потока стадии (б) с дополнительно подаваемой сырой нефтью с образованием промежуточной смеси;(ί) подачу промежуточной смеси стадии (е) в нижнюю часть второго реактора, который поддерживают в условиях гидрообработки, включающих давление в диапазоне от 10,3 до 24,1 МПа и температуру от 371 до 482°С;(д) разделение внутри второго реактора потока пара, включающего нефтепродукты и газы, непреобразованный материал и катализаторную пульпу, на поток пара, включающий нефтепродукты и водород, и жидкий поток, включающий непреобразованный материал и катализаторную пульпу;(й) подачу потока, включающего нефтепродукты и водород из верхней части второго реактора (60) для дополнительной обработки, и подачу жидкого донного потока, содержащего непреобразованный материал и катализаторную пульпу из второго реактора, из второго сепаратора для дополнительной обработки.
- 18. Способ по п.17, в котором подача сырой нефти в один или более дополнительных реакторов объединена с дополнительной подачей сырой нефти в реактор.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/303,426 US7390398B2 (en) | 2005-12-16 | 2005-12-16 | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
PCT/US2006/047005 WO2007078620A2 (en) | 2005-12-16 | 2006-12-08 | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200870066A1 EA200870066A1 (ru) | 2009-02-27 |
EA013731B1 true EA013731B1 (ru) | 2010-06-30 |
Family
ID=38172200
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200870066A EA013731B1 (ru) | 2005-12-16 | 2006-12-08 | Способ гидропереработки сырой нефти (варианты) |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7390398B2 (ru) |
EP (1) | EP1973995A4 (ru) |
JP (1) | JP2009520061A (ru) |
KR (1) | KR101409602B1 (ru) |
CN (1) | CN101360808B (ru) |
BR (1) | BRPI0619921A2 (ru) |
CA (1) | CA2632823C (ru) |
EA (1) | EA013731B1 (ru) |
NO (1) | NO20083148L (ru) |
WO (1) | WO2007078620A2 (ru) |
Families Citing this family (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7790646B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-09-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Conversion of fine catalyst into coke-like material |
US7737068B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-06-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Conversion of fine catalyst into coke-like material |
US7927404B2 (en) * | 2007-12-19 | 2011-04-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Reactor having a downcomer producing improved gas-liquid separation and method of use |
WO2009085999A2 (en) * | 2007-12-19 | 2009-07-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Reactor for heavy oil upgrade and method of use |
US20090159495A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil conversion |
US8722556B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
US8765622B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-07-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
US7837864B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-11-23 | Chevron U. S. A. Inc. | Process for extracting bitumen using light oil |
MX2011002970A (es) * | 2008-09-18 | 2011-04-11 | Chevron Usa Inc | Sistemas y metodos para producir un producto crudo. |
EP2328995A4 (en) * | 2008-09-18 | 2012-05-30 | Chevron Usa Inc | SYSTEMS AND METHODS FOR PRODUCING A GROSS PRODUCT |
US20100122934A1 (en) * | 2008-11-15 | 2010-05-20 | Haizmann Robert S | Integrated Solvent Deasphalting and Slurry Hydrocracking Process |
US9284494B2 (en) * | 2008-11-15 | 2016-03-15 | Uop Llc | Solids management in slurry hydroprocessing |
US8110090B2 (en) * | 2009-03-25 | 2012-02-07 | Uop Llc | Deasphalting of gas oil from slurry hydrocracking |
EP2492006A4 (en) | 2009-10-21 | 2018-05-23 | China Petroleum & Chemical Corporation | Fluidized-bed reactor and hydrotreating method thereof |
CN102108307B (zh) * | 2009-12-24 | 2013-11-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降低催化裂化重油中杂质和多环芳烃含量的方法 |
CA2785518A1 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
US8409541B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-04-02 | Shell Oil Company | Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material |
EP2526167A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
CA2785449A1 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
SG181794A1 (en) | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Hydrocarbon composition |
US8597608B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Manganese tetrathiotungstate material |
EP2526169A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Process for cracking a hydrocarbon- containing feed |
EP2526165A2 (en) * | 2010-01-21 | 2012-11-28 | Shell Oil Company | Hydrocarbon composition |
CA2785600A1 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
SG181824A1 (en) * | 2010-01-21 | 2012-07-30 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
WO2011091193A2 (en) * | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material |
US8940268B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
US8956585B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-02-17 | Shell Oil Company | Process for producing a thiometallate or a selenometallate material |
US8597496B2 (en) * | 2010-01-21 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
US8815184B2 (en) | 2010-08-16 | 2014-08-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for separating and recovering metals |
US8858784B2 (en) | 2010-12-10 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
SG190425A1 (en) | 2010-12-10 | 2013-07-31 | Shell Int Research | Process for treating a hydrocarbon-containing feed |
CA2820269A1 (en) | 2010-12-10 | 2012-06-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst |
EP2782977B1 (en) | 2011-11-21 | 2019-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Slurry bed hydroprocessing and system |
CN102698816B (zh) * | 2012-06-21 | 2014-03-26 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | 沸腾床渣油加氢外排催化剂水热脱附的后处理方法和装置 |
US20140238897A1 (en) | 2013-02-26 | 2014-08-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil |
US8815185B1 (en) | 2013-03-04 | 2014-08-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals |
CN106147849B (zh) * | 2015-04-21 | 2019-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种两段重油浆态床加氢设备和方法 |
CN106147848B (zh) * | 2015-04-21 | 2019-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种两段重油浆态床加氢设备和方法 |
US12071592B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-08-27 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
US11788017B2 (en) | 2017-02-12 | 2023-10-17 | Magëmã Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil |
US20190233741A1 (en) | 2017-02-12 | 2019-08-01 | Magēmā Technology, LLC | Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil |
US10604709B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-03-31 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials |
US12025435B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-07-02 | Magēmã Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
CN108219840B (zh) * | 2017-12-27 | 2020-12-11 | 北京三聚环保新材料股份有限公司 | 一种利用悬浮床加氢工艺将重油转化为轻质油的方法 |
TW202117027A (zh) | 2019-07-08 | 2021-05-01 | 美商雪維隆美國有限公司 | 自廢催化劑回收金屬 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5484755A (en) * | 1983-08-29 | 1996-01-16 | Lopez; Jaime | Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst |
US20010027936A1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-10-11 | Frederic Morel | Process for converting petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step, a separation step, a hydrodesulphurisation step and a cracking step |
US20050241991A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Ebullated bed hydroprocessing methods and systems and methods of upgrading an existing ebullated bed system |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3215617A (en) * | 1962-06-13 | 1965-11-02 | Cities Service Res & Dev Co | Hydrogenation cracking process in two stages |
BE759284A (fr) * | 1969-11-24 | 1971-05-24 | Shell Int Research | Procede et appareil pour la mise en contact d'un liquide avec des particules solides |
US4151070A (en) * | 1977-12-20 | 1979-04-24 | Exxon Research & Engineering Co. | Staged slurry hydroconversion process |
US4485008A (en) * | 1980-12-05 | 1984-11-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Liquefaction process |
US4457831A (en) * | 1982-08-18 | 1984-07-03 | Hri, Inc. | Two-stage catalytic hydroconversion of hydrocarbon feedstocks using resid recycle |
US4824821A (en) * | 1983-08-29 | 1989-04-25 | Chevron Research Company | Dispersed group VIB metal sulfide catalyst promoted with Group VIII metal |
US5094991A (en) * | 1983-08-29 | 1992-03-10 | Chevron Research Company | Slurry catalyst for hydroprocessing heavy and refractory oils |
US4765882A (en) * | 1986-04-30 | 1988-08-23 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroconversion process |
EP0491932A4 (en) * | 1990-07-05 | 1992-12-09 | Chevron Research Company | A high activity slurry catalyst process |
CA2104044C (en) * | 1992-08-25 | 2004-11-02 | Johan W. Gosselink | Process for the preparation of lower olefins |
US5527473A (en) * | 1993-07-15 | 1996-06-18 | Ackerman; Carl D. | Process for performing reactions in a liquid-solid catalyst slurry |
US5871638A (en) * | 1996-02-23 | 1999-02-16 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Dispersed anion-modified phosphorus-promoted iron oxide catalysts |
US6190542B1 (en) * | 1996-02-23 | 2001-02-20 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds |
US6139723A (en) * | 1996-02-23 | 2000-10-31 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Iron-based ionic liquid catalysts for hydroprocessing carbonaceous feeds |
ZA98586B (en) | 1997-02-20 | 1999-07-23 | Sasol Tech Pty Ltd | "Hydrogenation of hydrocarbons". |
CN1098337C (zh) * | 2000-11-02 | 2003-01-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用多金属液体催化剂的常压重油悬浮床加氢新工艺 |
US20050075527A1 (en) * | 2003-02-26 | 2005-04-07 | Institut Francais Du Petrole | Method and processing equipment for hydrocarbons and for separation of the phases produced by said processing |
EP3305265B1 (en) | 2016-03-31 | 2020-12-02 | NEOFECT Co., Ltd. | Pegboard-type rehabilitation training system |
-
2005
- 2005-12-16 US US11/303,426 patent/US7390398B2/en active Active
-
2006
- 2006-12-08 BR BRPI0619921-6A patent/BRPI0619921A2/pt active Search and Examination
- 2006-12-08 JP JP2008545693A patent/JP2009520061A/ja active Pending
- 2006-12-08 EP EP06845094A patent/EP1973995A4/en not_active Ceased
- 2006-12-08 EA EA200870066A patent/EA013731B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-08 CN CN2006800509689A patent/CN101360808B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-12-08 CA CA2632823A patent/CA2632823C/en active Active
- 2006-12-08 WO PCT/US2006/047005 patent/WO2007078620A2/en active Application Filing
- 2006-12-08 KR KR1020087017081A patent/KR101409602B1/ko active IP Right Grant
-
2008
- 2008-07-15 NO NO20083148A patent/NO20083148L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5484755A (en) * | 1983-08-29 | 1996-01-16 | Lopez; Jaime | Process for preparing a dispersed Group VIB metal sulfide catalyst |
US20010027936A1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-10-11 | Frederic Morel | Process for converting petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step, a separation step, a hydrodesulphurisation step and a cracking step |
US20050241991A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Ebullated bed hydroprocessing methods and systems and methods of upgrading an existing ebullated bed system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2632823A1 (en) | 2007-07-12 |
WO2007078620A2 (en) | 2007-07-12 |
JP2009520061A (ja) | 2009-05-21 |
WO2007078620A3 (en) | 2007-12-13 |
EP1973995A2 (en) | 2008-10-01 |
CA2632823C (en) | 2015-03-31 |
CN101360808B (zh) | 2013-05-01 |
NO20083148L (no) | 2008-08-13 |
KR101409602B1 (ko) | 2014-06-18 |
BRPI0619921A2 (pt) | 2011-10-25 |
US7390398B2 (en) | 2008-06-24 |
KR20080077406A (ko) | 2008-08-22 |
US20070138055A1 (en) | 2007-06-21 |
EA200870066A1 (ru) | 2009-02-27 |
CN101360808A (zh) | 2009-02-04 |
EP1973995A4 (en) | 2012-01-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA013731B1 (ru) | Способ гидропереработки сырой нефти (варианты) | |
EA013065B1 (ru) | Способ гидропереработки сырой нефти | |
US7431823B2 (en) | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition | |
US7708877B2 (en) | Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process | |
US6454932B1 (en) | Multiple stage ebullating bed hydrocracking with interstage stripping and separating | |
US7431831B2 (en) | Integrated in-line pretreatment and heavy oil upgrading process | |
US7922895B2 (en) | Supercritical water processing of extra heavy crude in a slurry-phase up-flow reactor system | |
CN106167717B (zh) | 一种高芳碳率劣质烃分路进料的上流式加氢热裂化方法 | |
CN106190278A (zh) | 裂化中间液体产物返回预加氢的劣质烃加氢热裂化方法 | |
RU2666735C2 (ru) | Способ переработки сырой нефти | |
CN106190283B (zh) | 设置加氢芳烃浅度饱和反应过程的劣质烃加氢热裂化方法 | |
EP2888342A1 (en) | Hydrovisbreaking process for feedstock containing dissolved hydrogen | |
MX2008007551A (en) | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition | |
MX2008007549A (es) | Proceso para el mejoramiento de aceites pesados utilizando un reactor con un novedoso sistema de separacion del reactor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
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 KG MD TJ TM |
|
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): KZ |