JP2012524151A - 低圧留出物水素化処理プロセス装置の高圧改造 - Google Patents
低圧留出物水素化処理プロセス装置の高圧改造 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2012524151A JP2012524151A JP2012505948A JP2012505948A JP2012524151A JP 2012524151 A JP2012524151 A JP 2012524151A JP 2012505948 A JP2012505948 A JP 2012505948A JP 2012505948 A JP2012505948 A JP 2012505948A JP 2012524151 A JP2012524151 A JP 2012524151A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- pressure
- psig
- mpag
- outlet
- tube
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000012986 modification Methods 0.000 title description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 title description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 20
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 claims 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 abstract description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 21
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 21
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 8
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
-
- 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
- C10G2300/4012—Pressure
-
- 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
- C10G2300/4056—Retrofitting operations
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T29/00—Metal working
- Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
- Y10T29/49229—Prime mover or fluid pump making
- Y10T29/49236—Fluid pump or compressor making
- Y10T29/49238—Repairing, converting, servicing or salvaging
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T29/00—Metal working
- Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
- Y10T29/49716—Converting
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)
Abstract
【選択図】図1
Description
i)留出物原料ストリームを水素化処理プロセス装置に導入するためのポンプと、
ii)第2の通路に近接しているが、それと流体連通していない第1の通路から構成される熱交換器であって、前記第1の通路が前記ポンプと流体連通している熱交換器と、
iii)第1の端部と第2の端部とを有し、かつ約500psig(約3.4MPag)までの圧力用に設計された管を収容する炉であって、前記管を通して留出物原料ストリームが流れることができ、前記管が原料ストリームを所定の反応温度に加熱するための有効表面積を有し、前記管の第1の端部が前記熱交換器の前記第1の通路と流体連通し、前記管の第2の端部が以下のc)の反応器の入口と流体連通している炉と、
iv)約500psig(約3.4MPag)を超えない運転圧力用に設計された反応器であって、前記炉の前記管の第2の端部と流体連通している入口と、生成物を除去するための出口であって、前記熱交換器の前記第2の通路と流体連通している出口とを有する反応器と、
v)前記熱交換器の前記第2の通路と流体連通している入口を有する分離槽であって、蒸気相成分を除去するための第1の出口と、液体相生成物ストリームを除去するための第2の出口とを有する前記分離槽と、
vi)前記分離槽の前記第2の出口と流体連通しているストリッパーと、
vii)入口と出口とを有するコンプレッサーであって、前記入口が前記分離槽の第1の出口と流体連通しており、前記コンプレッサーの前記出口が前記炉管の第1の端部と流体連通しており、約500psig(約3.4MPag)までの出口圧力の能力があるコンプレッサーとを備え、
前記方法は、
a)前記熱交換器と前記炉との間に、最大約1,500psig(約10.3MPag)の圧力まで液体原料をポンプ供給できる高圧ポンプを取り付けること、
b)炉管を、約1,500psig(約10.3MPag)までの圧力に耐えることができる管で置き換えること、
c)前記反応器を、約1,500psig(約10.3MPag)までの圧力用に設計された反応器で置き換えること、
d)約1,500psig(約10.3MPag)の圧力から約500psig(約3.4MPag)未満の圧力に原料ストリームの圧力を低減できる高圧下降弁を反応器の出口に取り付けること、
e)リサイクルコンプレッサーを、蒸気ストリームを約1,500psig(10.3MPag)までの圧力に圧縮できる高圧コンプレッサーで置き換えること、を含む。
a)熱交換器HEと炉Fとの間に、最大約1,500psig(約10.3MPag)の圧力まで液体原料をポンプ供給できる高圧ポンプを取り付けること、
b)炉管を、約1,500psig(約10.3MPag)までの圧力に耐えることができる管で置き換えること、
c)前記反応器を、約1,500psig(約10.3MPag)までの圧力用に設計された反応器で置き換えること、
d)約1,500psig(約10.3MPag)の圧力から約500psig(約3.4MPag)未満の圧力に、処理された原料ストリームの圧力を低減できる高圧下降弁LDVを反応器の出口に取り付けること、
e)リサイクルコンプレッサーを高圧コンプレッサーCで置き換えるか、または蒸気ストリームを約1,500psig(10.3MPag)までの圧力に圧縮できるように、より低圧のコンプレッサーと直列に第2のより高圧のコンプレッサーを加えることによって高圧装置に改造される。既存の低圧留出物水素化処理装置に対するこれらの改造修正は、本発明の図に破線で示されている。
Claims (8)
- 低圧留出物水素化処理プロセス装置を、高圧留出物水素化処理プロセス装置に変換する方法であって、
前記低圧プロセス装置は、
i)留出物原料ストリームを前記水素化処理プロセス装置に導入するためのポンプ、
ii)第1の通路から構成される熱交換器であって、
前記第1の通路は、第2の通路に近接しているが、流体連通はしておらず、かつ前記ポンプと流体連通している
ことを特徴とする熱交換器、
iii)第1および第2の端部を有し、かつ500psig(3.4MPag)までの圧力用に設計された管を収容する炉であって、
前記留出物原料ストリームが、前記管を通して流れることができ、
前記管が、前記留出物原料ストリームを所定の反応温度に加熱するための有効表面積を有し、
前記管の第1の端部が、前記熱交換器の前記第1の通路と流体連通し、
前記管の第2の端部が、下記反応器c)の入口と流体連通している
ことを特徴とする炉、
iv)500psigを超えない運転圧力用に設計された反応器であって、前記炉の前記管の第2の端部と流体連通している入口および生成物を除去するための出口を有し、
前記出口が、前記熱交換器の前記第2の通路と流体連通している
ことを特徴とする反応器、
v)分離槽であって、
前記熱交換器の前記第2の通路と流体連通している入口、
蒸気相成分を除去するための第1の出口、および
液体相生成物ストリームを除去するための第2の出口
を有することを特徴とする分離槽、
vi)前記分離槽の前記第2の出口と流体連通しているストリッパー、および
vii)入口および出口を有する低圧リサイクルコンプレッサーであって、
前記入口が前記分離槽の第1の出口と流体連通しており、
前記コンプレッサーの前記出口が前記炉管の第1の端部と流体連通しており、
500psig(3.4MPag)までの出口圧力の能力がある
ことを特徴とする低圧リサイクルコンプレッサー
を備え、
前記方法が、
a)前記熱交換器と前記炉の間に、最大1,500psig(10.3MPag)の圧力まで液体原料をポンプ供給できる高圧ポンプを取り付ける工程、
b)前記炉管を、1,500psig(10.3MPag)までの圧力に耐えることができる管で置き換える工程、
c)前記反応器を、1,500psig(10.3MPag)までの圧力用に設計された反応器で置き換える工程、
d)1,500psig(10.3MPag)の圧力から500psig(3.4MPag)未満の圧力に原料ストリームの圧力を低減できる高圧下降弁を前記反応器の出口に取り付ける工程、および
e)蒸気ストリームを1,500psig(10.3MPag)までの圧力に圧縮できる高圧コンプレッサーで前記低圧リサイクルコンプレッサーを置き換えるか、前記高圧コンプレッサーを前記リサイクルコンプレッサーと直列に加える工程
を含む方法。 - 前記熱交換器が、シェルアンドチューブ式熱交換器であることを特徴とする請求項1に記載の方法。
- 前記高圧ポンプが、1,200psig(8.3MPag)までの出口圧力の能力があることを特徴とする請求項1または2に記載の方法。
- 前記置き換え炉管が、1,200psig(8.3MPag)までの圧力に耐えることができることを特徴とする請求項1〜3のいずれかに記載の方法。
- 前記反応器が、1,200psig(8.3MPag)までの圧力に耐えることができることを特徴とする請求項1〜4のいずれかに記載の方法。
- 前記高圧コンプレッサーが、1,200psig(8.3MPag)までの出口圧力の能力があることを特徴とする請求項1〜5のいずれかに記載の方法。
- 前記高圧コンプレッサーが、前記低圧リサイクルコンプレッサーと直列に、かつ下流側に配置されることを特徴とする請求項1〜6のいずれかに記載の方法。
- 前記高圧コンプレッサーが、前記低圧リサイクルコンプレッサーに取って代わることを特徴とする請求項1〜7のいずれかに記載の方法。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US21290509P | 2009-04-17 | 2009-04-17 | |
US61/212,905 | 2009-04-17 | ||
PCT/US2010/031332 WO2010121089A1 (en) | 2009-04-17 | 2010-04-16 | High pressure revamp of low pressure distillate hydrotreating process units |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2012524151A true JP2012524151A (ja) | 2012-10-11 |
JP2012524151A5 JP2012524151A5 (ja) | 2013-05-30 |
JP5292511B2 JP5292511B2 (ja) | 2013-09-18 |
Family
ID=42979867
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2012505948A Expired - Fee Related JP5292511B2 (ja) | 2009-04-17 | 2010-04-16 | 低圧留出物水素化処理プロセス装置の高圧改造 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8424181B2 (ja) |
EP (1) | EP2419492B1 (ja) |
JP (1) | JP5292511B2 (ja) |
CN (1) | CN102395658A (ja) |
AU (1) | AU2010236301B2 (ja) |
SG (1) | SG174999A1 (ja) |
WO (1) | WO2010121089A1 (ja) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20120091036A1 (en) * | 2010-10-13 | 2012-04-19 | George Ii Paul E | Fuel processing system and method for sulfur bearing fuels |
US9364773B2 (en) | 2013-02-22 | 2016-06-14 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US11440815B2 (en) | 2013-02-22 | 2022-09-13 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US9708196B2 (en) | 2013-02-22 | 2017-07-18 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
CA2843041C (en) | 2013-02-22 | 2017-06-13 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US9902912B2 (en) | 2014-01-29 | 2018-02-27 | Uop Llc | Hydrotreating coker kerosene with a separate trim reactor |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002146365A (ja) * | 2000-11-13 | 2002-05-22 | Kashima Oil Co Ltd | 脱硫軽油の製造方法および脱硫軽油 |
JP2003327969A (ja) * | 2002-05-08 | 2003-11-19 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 水素化処理設備及び水素化処理方法 |
JP2007502906A (ja) * | 2003-05-30 | 2007-02-15 | エービービー ルマス グローバル インコーポレイテッド | 向流反応器を用いる中間留出物の水素化 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4543177A (en) * | 1984-06-11 | 1985-09-24 | Allied Corporation | Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water |
US5114562A (en) * | 1990-08-03 | 1992-05-19 | Uop | Two-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons |
FR2714387B1 (fr) * | 1993-12-28 | 1996-02-02 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'obtention d'une base pour carburant pour moteur à combustion interne par hydrotraitement et extraction et le produit obtenu. |
CN1053691C (zh) * | 1996-07-25 | 2000-06-21 | 刘世凯 | 一种加氢工艺 |
US6096191A (en) * | 1998-10-28 | 2000-08-01 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbonaceous feedstock |
US6843906B1 (en) * | 2000-09-08 | 2005-01-18 | Uop Llc | Integrated hydrotreating process for the dual production of FCC treated feed and an ultra low sulfur diesel stream |
EP1451269B1 (fr) * | 2001-11-22 | 2007-08-15 | Institut Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement de distillats moyens en deux etapes comprenant deux boucles de recyclage d'hydrogene |
US6797154B2 (en) * | 2001-12-17 | 2004-09-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils |
AU2006206280B2 (en) * | 2005-01-21 | 2010-10-28 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Two stage hydrotreating of distillates with improved hydrogen management |
WO2006118071A1 (ja) * | 2005-04-27 | 2006-11-09 | Toyo Engineering Corporation | 尿素合成装置およびその改造方法 |
US7575670B1 (en) * | 2006-05-22 | 2009-08-18 | Uop Llc | Process for the production of low sulfur diesel from an asphaltene-containings feedstock |
US7622034B1 (en) * | 2006-12-29 | 2009-11-24 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
CN101580738B (zh) * | 2008-05-16 | 2014-05-21 | 环球油品公司 | 低硫柴油和高辛烷值石脑油的生产方法 |
US9005432B2 (en) * | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Removal of sulfur compounds from petroleum stream |
-
2010
- 2010-04-15 US US12/798,973 patent/US8424181B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-16 SG SG2011071388A patent/SG174999A1/en unknown
- 2010-04-16 WO PCT/US2010/031332 patent/WO2010121089A1/en active Application Filing
- 2010-04-16 AU AU2010236301A patent/AU2010236301B2/en not_active Ceased
- 2010-04-16 EP EP10715426.2A patent/EP2419492B1/en not_active Not-in-force
- 2010-04-16 JP JP2012505948A patent/JP5292511B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-16 CN CN2010800170676A patent/CN102395658A/zh active Pending
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002146365A (ja) * | 2000-11-13 | 2002-05-22 | Kashima Oil Co Ltd | 脱硫軽油の製造方法および脱硫軽油 |
JP2003327969A (ja) * | 2002-05-08 | 2003-11-19 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 水素化処理設備及び水素化処理方法 |
JP2007502906A (ja) * | 2003-05-30 | 2007-02-15 | エービービー ルマス グローバル インコーポレイテッド | 向流反応器を用いる中間留出物の水素化 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
SG174999A1 (en) | 2011-11-28 |
AU2010236301B2 (en) | 2015-06-11 |
US8424181B2 (en) | 2013-04-23 |
EP2419492B1 (en) | 2016-07-27 |
US20100263185A1 (en) | 2010-10-21 |
AU2010236301A1 (en) | 2011-11-10 |
JP5292511B2 (ja) | 2013-09-18 |
CN102395658A (zh) | 2012-03-28 |
EP2419492A1 (en) | 2012-02-22 |
WO2010121089A1 (en) | 2010-10-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108884397B (zh) | 具有改善的产品产率的将原油转化为石油化学品的方法和装置 | |
US9834731B2 (en) | Process for converting petroleum feedstocks comprising a stage of fixed-bed hydrotreatment, a stage of ebullating-bed hydrocracking, a stage of maturation and a stage of separation of the sediments for the production of fuel oils with a low sediment content | |
KR101469525B1 (ko) | 수소처리 및 수소화 분해 방법 및 장치 | |
KR101831039B1 (ko) | 잔사유 수소첨가분해 및 수소첨가처리의 통합 | |
JP5292511B2 (ja) | 低圧留出物水素化処理プロセス装置の高圧改造 | |
JP2015059220A (ja) | 水素化処理段階を採用する、接触分解から生じたhcoまたはスラリータイプの炭化水素含有留分からの、低硫黄含有率を有する舶用燃料の生産方法 | |
JP2009179795A (ja) | 原油脱硫 | |
JP2020506270A (ja) | 原油を直接処理してオレフィン系および芳香族系石油化学製品を製造するための、水素処理および水蒸気分解を統合したプロセス | |
JP2014527100A (ja) | 段間スチームストリッピングを伴う水素化分解法 | |
KR20220112268A (ko) | 수소, 석유화학제품 및 전력의 통합 제조 | |
JP2001031981A (ja) | ストリッパー頂部において排出される重質物質の凝縮による第1帯域からの流出物の中間ストリッピング帯域を含む2つの連続的帯域における中間留分の水素化処理方法 | |
JP2005521778A (ja) | 結合された水素化処理 | |
EP1517979B1 (en) | Process for the selective hydrodesulfurization of olefinic naphtha streams | |
JP2009096828A (ja) | 原油の処理方法 | |
CN110776953B (zh) | 包括固定床加氢处理、两次脱沥青操作和沥青的加氢裂化的用于处理重质烃原料的方法 | |
KR20230045602A (ko) | 통합된 수포 모양층 수소화분해 유닛과 코킹 유닛 | |
CA2758909C (en) | High pressure revamp of low pressure distillate hydrotreating process units | |
CA2853924A1 (en) | Pretreatment of fcc naphthas and selective hydrotreating | |
AU2001251658B2 (en) | Production of low sulfur/low aromatics distillates | |
JP2010111769A (ja) | 精製炭化水素油の製造方法および精製炭化水素油 | |
RU2799007C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов | |
JP5483861B2 (ja) | 精製留分の製造方法 | |
AU2001251657B2 (en) | Production of low sulfur distillates | |
RU2815696C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов | |
RU2799453C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов и ароматических соединений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130412 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130412 |
|
A871 | Explanation of circumstances concerning accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871 Effective date: 20130412 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A975 | Report on accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005 Effective date: 20130513 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130521 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130610 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5292511 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |