RU2295557C2 - Способ каталитического риформинга углеводородного сырья - Google Patents
Способ каталитического риформинга углеводородного сырья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2295557C2 RU2295557C2 RU2004130866/04A RU2004130866A RU2295557C2 RU 2295557 C2 RU2295557 C2 RU 2295557C2 RU 2004130866/04 A RU2004130866/04 A RU 2004130866/04A RU 2004130866 A RU2004130866 A RU 2004130866A RU 2295557 C2 RU2295557 C2 RU 2295557C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reforming
- product
- stream
- reforming unit
- hydrogen
- Prior art date
Links
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
- C10G59/00—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha
- C10G59/02—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha plural serial stages only
Abstract
Использование: нефтеперерабатывающая отрасль промышленности. Сущность: способ каталитического реформинга углеводородного сырья с пределами кипения бензина в присутствии водорода, включает следующие стадии: осуществление реформинга, по меньшей мере, 5% объема и не более 50% объема сырья на первой установке реформинга, включающей неподвижный слой частиц катализатора; направление отходящего потока с первой установки реформинга к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и первого продукта реформинга; проведение реформинга оставшейся части сырья и, по крайней мере, части первого продукта реформинга на второй установке реформинга, включающей одну или более последовательно соединенных зон реакции, в каждой из которых находится подвижный слой катализатора и которые работают в режиме непрерывной регенерации катализатора; направление отходящего потока со второй установки реформинга к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и второго продукта реформинга. Технический результат: повышение производительности процесса получения высокооктанового бензина. 9 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу каталитического реформинга углеводородного сырья с пределами кипения бензина в присутствии водорода.
Хорошо известным способом переработки нефти с целью получения высокооктанового бензина является каталитический реформинг. В процессах каталитического реформинга осуществляется контакт углеводородного сырья, обычно это С6-С11-углеводороды подвергнутого гидроочистке лигроина, с катализатором реформинга в присутствии водорода в условиях реформинга.
Уровень техники
Каталитический реформинг может проводиться в реакторах с неподвижным или подвижным слоем катализатора. Реакторы с неподвижным слоем катализатора обычно эксплуатируют в режиме частичной регенерации. Установка реформинга с частичной регенерацией (SR) включает один или более реакторов с неподвижным слоем катализатора и работает с постепенным повышением температуры с целью компенсации дезактивации катализатора. В конце концов, обычно после определенного периода времени порядка одного года, установку останавливают для регенерации и реактивации катализатора. Альтернативным образом, реакторы с неподвижным слоем катализатора могут работать в циклическом режиме, когда один из реакторов регенерируют, в то время как другие реакторы продолжают работать. Реформинг с подвижным слоем катализатора обычно осуществляют в сочетании с непрерывной регенерацией катализатора. Установка реформинга с непрерывной регенерацией катализатора (CCR) включает один или более последовательно соединенных (обычно от 2 к 4) реакторов с подвижным слоем катализатора. Катализатор непрерывно добавляют и выводят из реакторов. Выведенный катализатор регенерируют в зоне регенерации и затем направляют обратно в зону реформинга.
Установки реформинга с непрерывной регенерацией катализатора характеризуются высоким выходом реформинга, а реформинг при нормальных рабочих условиях обладает более высоким октановым числом по сравнению с продуктом установок реформинга с частичной регенерацией. По этой причине многие нефтеперерабатывающие заводы заменили свои установки реформинга с частичной регенерацией на установки реформинга с непрерывной регенерацией катализатора.
В течение последних лет катализаторы реформинга были усовершенствованы. Это означает, что с помощью катализатора на установке реформинга может быть переработано большее количество сырья, чем то количество, которое первоначально планировалось для установки реформинга. Если же, однако, на этой установке будет подвергнуто реформингу большее количество сырья, то производительность печи этой установки станет узким местом. А в результате этого некоторые современные установки реформинга с непрерывной регенерацией катализатора эксплуатируются при более низкой производительности, чем та, которую мог бы обеспечить катализатор.
С целью повышения количества высокооктанового бензина, производимого на такой установке с непрерывной регенерацией катализатора, необходимо использование другого сырья, т.е. сырья, содержащего меньше соединений, претерпевающих конверсию в результате эндотермических реакций, или увеличение производительности печей.
Раскрытие изобретения
В настоящей работе обнаружено, что имеется возможность значительно увеличить количество высокооктанового бензина, производимого на установке реформинга с непрерывной регенерацией катализатора, подвергая реформингу часть сырья на установке с частичной регенерацией с последующим реформингом этого сырья на установке с непрерывной регенерацией катализатора.
Настоящее изобретение относится также к способу каталитического реформинга углеводородного сырья с пределами кипения бензина в присутствии водорода, включающему следующие стадии:
(a) осуществление реформинга, по меньшей мере, 5% объема и не более 50% объема сырья на первой установке реформинга, включающей неподвижный слой частиц катализатора;
(b) направление отходящего потока с первой установки реформинга к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и первого реформинга;
(c) проведение реформинга оставшейся части сырья и, по крайней мере, части первого реформинга на второй установке реформинга, включающей одну или более последовательно соединенных зон реакции, в каждой из которых находится подвижный слой катализатора и которые работают в режиме непрерывной регенерации катализатора;
(d) направление потока, выходящего со второй установки реформинга, к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и второго реформинга.
Преимуществом способа согласно настоящему изобретению является то, что для производства большего количества высокооктанового бензина не требуется специального сырья и/или дополнительной емкости печи. Способ согласно настоящему изобретению особенно выгоден для нефтеперерабатывающих заводов, которые сохранили свои установки с частичной регенерацией катализатора после того, как были сооружены установки с непрерывной регенерацией катализатора, так как повышенный выход высокооктанового бензина может быть теперь получен с использованием существующих установок.
В US 5354451 раскрывается способ, в котором установка реформинга с частичной регенерацией катализатора и установка реформинга с непрерывной регенерацией катализатора размещены последовательно и все количество сырья вначале подается на установку реформинга с частичной регенерацией. В способе US 5354451 обогащенный водородом газ, отделенный от первого продукта реформинга, подают на установку с непрерывной регенерацией катализатора, а первый продукт реформинга не стабилизируют.
Недостатком способа US 5354451 является то, что все сырье подается на установку реформинга с частичной регенерацией катализатора. Это приводит к более низкому выходу и более низкому октановому числу по сравнению со способом, согласно настоящему изобретению, поскольку на установке реформинга с частичной регенерацией катализатора образуется больше углеводородов С4 - (снижение выхода) и С5-углеводородов (не могут участвовать в повышении октанового числа на CCR-установке).
В способе согласно настоящему изобретению сырьем для первой и второй установок реформинга является углеводородное сырье с пределами кипения бензина, преимущественно подвергнутый гидроочистке лигроин, из которого были удалены углеводороды С5 -.
В первой установке реформинга имеется, по меньшей мере, один неподвижный слой катализатора. Первая установка реформинга может быть установкой циклического реформинга или установкой реформинга с частичной регенерацией катализатора. Такие установки реформинга в технике известны. Установка реформинга с частичной регенерацией катализатора обычно включает от 2 до 4 реакторов или зон реакции, в каждом(ой) из которых находится неподвижный слой катализатора реформинга. В технике известны катализаторы и условия процесса, которые подходят для реформинга с неподвижным слоем катализатора.
Поток с первой установки реформинга направляют в зону разделения для отделения от него водорода и легких углеводородов с целью получения первого продукта реформинга, который содержит, в основном, углеводороды C5 +, преимущественно углеводороды С7 +.
Как правило, поток с первой установки реформинга подают вначале в сепаратор, где от него отделяют обогащенный водородом газообразный поток, и затем в стабилизационную колонну для фракционирования его на топливный газ, содержащий в основном C1- и С2-углеводороды, поток углеводородов С4 - и поток углеводородов C5 +. Этот поток углеводородов C5 + может быть направлен на вторую установку реформинга в качестве первого продукта реформинга.
С5 и С6-углеводороды также предпочтительно отделять от потока углеводородов С5 + в качестве первого продукта реформинга. Поскольку парафиновые С5 и С6-углеводороды имеют относительно низкое октановое число, которое не может быть в значительной степени улучшено при последующем каталитическом реформинге, удаление этих низкооктановых компонентов из первого продукта реформинга приведет к повышению октанового числа второго продукта реформинга. Еще одним преимуществом является то, что сводится к минимуму образование бензола на второй установке реформинга.
Альтернативной возможностью подачи первого продукта реформинга, содержащего в основном углеводороды С7 +, на вторую установку реформинга является объединение углеводородов C5 + первого реформинга с остатком сырья и направление этого объединенного потока на лигроиновую колонну для отделения от него C5-C6-углеводородов. Полученный таким образом поток углеводородов C7 + направляют после этого на вторую установку реформинга.
Полученный в сепараторе обогащенный водородом газовый поток, как правило, содержит 70-90% объема водорода и, преимущественно, частично рециркулирует на первую установку реформинга.
Первый продукт реформинга вместе с, по меньшей мере, 50% всего количества сырья подвергается реформингу на второй установке реформинга. Вторая установка реформинга представляет собой установку реформинга с непрерывной регенерацией катализатора, включающую один или более реакторов или зон реакции, обычно от 2 до 4, в каждом (ой) из которых находится подвижный слой катализатора. В технике известны катализаторы и условия процесса, которые подходят для реформинга с непрерывной регенерацией катализатора.
Если вторая установка с непрерывной регенерацией катализатора включает более одной зон реакции, предпочтительно, чтобы первый продукт реформинга подавался во вторую или следующую за ней зону реакции. Преимуществом подачи первого продукта реформинга во вторую или следующую за ней зону реакции является то, что для первой зоны реакции требуется меньшая производительность печи.
На второй установке реформинга подвергается реформингу, преимущественно, по меньшей мере, 90% объема первого продукта реформинга, но предпочтительно все количество первого продукта реформинга.
Выходящий поток со второй установки реформинга направляют в зону разделения для отделения от потока водорода и легких углеводородов с целью получения второго реформинга, содержащего в основном углеводороды C5 +. Полученный в сепараторе обогащенный водородом газообразный поток обычно содержит 70-90% объема водорода и преимущественно частично рециркулирует на первую установку реформинга.
Было обнаружено, что цель настоящего изобретения, т.е. повышение выхода высокооктанового бензина без увеличения производительности печи CCR-установки реформинга, можно достичь, если, по меньшей мере, 5% объема и не более 50% объема сырья подвергнуть реформингу на SR-установке реформинга с последующим реформированием на CCR-установке реформинга. Преимущественно от 5 до 30% сырья, предпочтительно 10-25%, подвергается реформингу на первой установке реформинга с последующим реформированием на второй установке реформинга.
Подаваемый на вторую установку реформинга первый продукт реформинга обычно имеет, определенное исследовательским методом, октановое число в пределах от 90 до 100. Второй продукт реформинга имеет более высокое октановое число, чем первый продукт реформинга.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 схематически демонстрирует способ, который не соответствует изобретению, в котором часть лигроинового сырья подергается реформингу на установке реформинга с частичной регенерацией и часть - на CCR-установке реформинга, а полученные при этом потоки реформинга объединяют.
Фиг.2 схематически демонстрирует способ, который не соответствует изобретению, в котором все количество лигроинового сырья подергается реформингу на CCR-установке реформинга.
Фиг.3 схематически демонстрирует способ в соответствии с изобретением, в котором продукт SR-реформинга C5 + подергается реформингу на CCR-установке вместе с оставшейся частью сырья.
Фиг.4 схематически демонстрирует способ в соответствии с изобретением, в котором продукт SR-реформинга C7 + подергается реформингу на CCR-установке вместе с оставшейся частью сырья.
Фиг.5 схематически демонстрирует способ в соответствии с изобретением, в котором продукт SR-реформинга C5 + вводится во вторую зону реакции с CCR-установки, включающей четыре зоны реакции.
Фиг.6 схематически демонстрирует способ в соответствии с изобретением, в котором продукт SR-реформинга C5 + направляют в лигроиновую колонну с последующей подачей на CCR-установку реформинга.
Осуществление изобретения
На фиг.1 поток углеводородного сырья с пределами кипения бензина подают через линию 1 на установку реформинга 2 с частичной регенерацией. Выходящий поток направляют через линию 3 на сепаратор 4, где обогащенный водородом газообразный поток отделяется через линию 5 и частично рециркулирует на установку реформинга 2. Полученный таким образом углеводородный поток направляют через линию 6 на стабилизационную колонну 7. В стабилизационной колонне 7 углеводородный поток фракционируется на топливный газ, поток углеводородов С4 - и продукт реформинга C5 +. Топливный газ выводится через линию 8, углеводородный поток С4 - - через линию 9, а продукт реформинга направляют в резервуар для бензина 21 через линию 10. Второй поток углеводородного сырья с пределами кипения бензина подают через линию 11 на CCR-установку реформинга 12. Поток, выходящий с установки реформинга 12 - направляют через линию 13 на сепаратор 14, где обогащенный водородом газообразный поток отделяется от выходящего потока и рециркулирует на установку реформинга 12 через линию 15. Полученный таким образом углеводородный поток направляют через линию 16 на стабилизационную колонну 17. В стабилизационной колонне 17 углеводородный поток фракционируется на топливный газ, поток углеводородов С4 - и продукт реформинга C5 +. Топливный газ выводится через линию 18, углеводородный поток С4 - - через линию 19, а продукт реформинга направляют в резервуар для бензина 21 через линию 20.
На технологической схеме фиг.2 все количество сырья подается через линию 11 на CCR-установку реформинга 12. Выходящий поток с установки реформинга 12 направляют через линию 13 на сепаратор 14, где обогащенный водородом газообразный поток отделяется от выходящего потока и частично рециркулирует на установку реформинга 12 через линию 15. Полученный таким образом углеводородный поток направляют через линию 16 на стабилизационную колонну 17. В стабилизационной колонне 17 углеводородный поток фракционируется на топливный газ, поток углеводородов С4 - и продукт реформинга C5 +. Топливный газ выводится через линию 18, углеводородный поток С4 - - через линию 19, а продукт реформинга направляют в резервуар для бензина 21 через линию 20.
В способе согласно изобретению, как показано на фиг.3, полученный в стабилизационной колонне 7 первый углеводородный поток направляют через линию 22 на CCR-установку реформинга 12 и подвергают реформингу на установке 12 вместе с сырьем, подаваемым на установку реформинга 12 через линию 11.
Процесс согласно изобретению, показанный на фиг.4, аналогичен процессу на фиг.3. Разница состоит в том, что полученный в стабилизационной колонне 7 первый поток углеводородов C5 + подают через линию 23 к фракционирующей колонне 24, получая поток углеводородов С5-С6 и первый продукт реформинга С7 +. Поток углеводородов С5-С6 выводится через линию 25, а первый продукт реформинга С4 - направляется через линию 26 на установку реформинга 12. Поток углеводородов С5-С6 может быть направлен в резервуар для бензина 21 (не показан).
В способе согласно изобретению, как показано на фиг.5, установка CCR-реформинга 12 включает четыре зоны реакции 112, 212, 312 и 412. Полученный в стабилизационной колонне 7 реформинга C5 + подают через линию 22 во вторую зону реакции CCR-установки реформинга 12.
В способе согласно изобретению, как показано на фиг.6, подвергнутый гидроочистке дебутанизированный лигроин направляют через линию 27 на лигроиновую колонну 28. Первый продукт реформинга С5 + направляют на лигроиновую колонну 28 через линию 22. В лигроиновой колонне С5-С6-углеводородный поток отделяется от объединенных потоков и выводится через линию 11 на CCR-установку реформинга 12.
Далее способ согласно изобретению иллюстрируется с помощью следующих примеров.
ПРИМЕР 1 (сравнительный)
В процессе, изображенном на фиг.1, поток 350 т/сут подвергнутого гидроочистке лигроина, в основном выкипающего в пределах кипения бензина, подают через линию 1 на установку реформинга 2 с частичной регенерацией. Поток 1500 т/сут того же подвергнутого гидроочистке лигроина, в основном выкипающего в пределах кипения бензина, подают через линию 11 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12, включающей три зоны реакции (не показаны). CCR-установка реформинга 12 работает при избыточном давлении 9,7 бар, часовой объемной скорости жидкости (LHSV) 1,5 ч-1 и мольном отношении водород/масло 2,5. Поток 263 т/сут SR-продукт реформинга, имеющего исследовательское октановое число (RON) 100,0, выводят через линию 10, а поток 1292 т/сут CCR-реформинга, имеющего RON 103,9, через линию 20. Объединение SR- и CCR-реформинга дает поток продукта реформинга 1555 т/сут с исследовательским октановым числом (RON) 103,2.
ПРИМЕР 2 (сравнительный)
В процессе, изображенном на фиг.2, поток 1800 т/сут того же лигроина, который был использован в примере 1, подают через линию 11 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12, включающей три зоны реакции (не показаны). CCR-установка реформинга 12 работает при избыточном давлении 9,7 бар, часовой объемной скорости жидкости (LHSV) 1,8 ч-1 и мольном отношении водород/масло 2,08. Поток 1569 т/сут продукта CCR-реформинга направляют через линию 20 в бензиновый резервуар 21. RON этого продукта реформинга составляет 102,8.
ПРИМЕР 3 (согласно изобретению)
В процессе, изображенном на фиг.3, поток 350 т/сут того же лигроина, который был использован в примере 1, подают через линию 1 на установку реформинга 2 с частичной регенерацией, поток 1500 т/сут лигроина подают через линию 11 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12 и поток 263 т/сут SR-продукта реформинга С5*, имеющего RON 100,0, подают через линию 22 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12, включающего три зоны реакции (не показаны). CCR-установка реформинга 12 работает при избыточном давлении 9,7 бар, часовой объемной скорости жидкости (LHSV) 1,8 ч-1 и мольном отношении водород/масло, равном 2,13. Поток 1541 т/сут продукта CCR-реформинга направляют через линию 20 в бензиновый резервуар 21. RON этого реформинга составляет 104,2.
ПРИМЕР 4 (согласно изобретению)
В процессе, изображенном на фиг.4, поток 350 т/сут того же лигроина, который был использован в примере 1, подают через линию 1 на установку реформинга 2 с частичной регенерацией, поток 1500 т/сут лигроина подают через линию 11 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12. Поток 218 т/сут первого реформинга, в основном содержащего углеводороды C7 + подают через линию 26 в первую зону реакции CCR-установки реформинга 12. CCR-установка реформинга 12 работает при избыточном давлении 9,7 бар, часовой объемной скорости жидкости (LHSV) 1,7 ч-1 и мольном отношении водород/масло 2,19. Поток 1502 т/сут продукта CCR-реформинга направляют через линию 20 в бензиновый резервуар 21. RON этого продукта реформинга составляет 105,1.
В таблице для примеров 1-4 приведено общее количество тонн направляемого в бензиновый резервуар 21 продукта реформинга с октановым числом 97 и выше. Можно видеть, что способ согласно изобретению дает значительно большее количество тонн с октановым числом 97 и выше по сравнению со способами примеров 1 и 2, относящихся к старой технике.
Таблица | ||||
Общее количество тонн с октановым числом 97 и выше | ||||
Пример 1 (сравнительный) | Пример 2 (сравнительный) | Пример 3 (изобретение) | Пример 4 (изобретение) | |
Общее количество тонн с октановым числом 97 и выше | 9702 | 9103 | 11097 | 12169 |
Claims (10)
1. Способ каталитического риформинга углеводородного сырья с пределами кипения бензина в присутствии водорода, включающий следующие стадии:
(a) осуществление риформинга по меньшей мере 5 и не более 50% объема сырья на первой установке риформинга, включающей неподвижный слой частиц катализатора;
(b) направление отходящего потока с первой установки риформинга к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и первого продукта риформинга;
(c) проведение риформинга оставшейся части сырья и по крайней мере части первого продукта риформинга на второй установке риформинга, включающей одну или более последовательно соединенных зон реакции, в каждой из которых находится подвижный слой катализатора и которые работают в режиме непрерывной регенерации катализатора;
(d) направление отходящего потока со второй установки риформинга к зоне разделения, включающей сепаратор и стабилизационную колонну, для получения обогащенного водородом газообразного потока, потока углеводородов С4 - и второго продукта риформинга.
2. Способ по п.1, в котором, по крайней мере, часть полученного на стадии (b) обогащенного водородом газообразного потока рециркулирует на первую установку риформинга.
3. Способ по п.1 или 2, в котором, по крайней мере, часть полученного на стадии (d) обогащенного водородом газообразного потока рециркулирует на вторую установку риформинга.
4. Способ по п.3, в котором первый продукт риформинга в основном содержит углеводороды C5 +.
5. Способ по п.3, в котором С5-С6-углеводородный поток образуется в зоне разделения стадии (b), а первый продукт риформинга в основном содержит углеводороды C7 +.
6. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, 90% объема первого продукта риформинга, преимущественно все количество первого продукта риформинга, подвергается риформингу на второй установке риформинга.
7. Способ по п.4, в котором, по крайней мере, часть первого продукта риформинга объединяют с оставшейся частью сырья и направляют в лигроиновую колонну для получения углеводородного потока C7 +, который затем подвергают риформингу на второй установке риформинга в стадии (с).
8. Способ по п.7, в котором, по крайней мере, 90% объема первого продукта риформинга, но преимущественно все количество первого продукта риформинга, направляют в лигроиновую колонну.
9. Способ по п.3, в котором вторая установка риформинга включает, по меньшей мере, две последовательно соединенные зоны реакции и в котором первый продукт риформинга подают во вторую или следующую за ней зону реакции.
10. Способ по п.3, в котором от 5 до 30% объема сырья, предпочтительно 10-25% объема, подвергается риформингу на первой установке риформинга.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP02251989 | 2002-03-20 | ||
EP02251989.6 | 2002-03-20 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004130866A RU2004130866A (ru) | 2005-05-27 |
RU2295557C2 true RU2295557C2 (ru) | 2007-03-20 |
Family
ID=27838139
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004130866/04A RU2295557C2 (ru) | 2002-03-20 | 2003-03-20 | Способ каталитического риформинга углеводородного сырья |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7419583B2 (ru) |
EP (1) | EP1485447B1 (ru) |
JP (1) | JP4260025B2 (ru) |
CN (1) | CN1307291C (ru) |
AT (1) | ATE302254T1 (ru) |
AU (1) | AU2003226700B2 (ru) |
DE (1) | DE60301340T2 (ru) |
RU (1) | RU2295557C2 (ru) |
WO (1) | WO2003078548A2 (ru) |
ZA (1) | ZA200407140B (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564412C1 (ru) * | 2011-12-15 | 2015-09-27 | Юоп Ллк | Способ проведения плаформинга с использованием интегрированного реактора гидрогенизации/дегидрогенизации |
RU2575847C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2016-02-20 | Юоп Ллк | Начальная гидроочистка нафтенов с последующим высокотемпературным риформингом |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101597519B (zh) * | 2008-06-04 | 2013-02-06 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种石脑油多产芳烃重整系统及其方法 |
CN102051228A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-05-11 | 赵丽 | 加氢石脑油催化重整生产芳烃的工艺方法 |
CN102051229A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-05-11 | 赵丽 | 大规模连续重整生产芳烃的工艺方法 |
US8778823B1 (en) | 2011-11-21 | 2014-07-15 | Marathon Petroleum Company Lp | Feed additives for CCR reforming |
US9371493B1 (en) | 2012-02-17 | 2016-06-21 | Marathon Petroleum Company Lp | Low coke reforming |
US9371494B2 (en) | 2012-11-20 | 2016-06-21 | Marathon Petroleum Company Lp | Mixed additives low coke reforming |
DE102013104201A1 (de) * | 2013-04-25 | 2014-10-30 | L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Verfahren zur Vorreformierung von Kohlenwasserstoffen |
US10696906B2 (en) | 2017-09-29 | 2020-06-30 | Marathon Petroleum Company Lp | Tower bottoms coke catching device |
US11975316B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-05-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst |
CA3109606C (en) | 2020-02-19 | 2022-12-06 | Marathon Petroleum Company Lp | Low sulfur fuel oil blends for paraffinic resid stability and associated methods |
US11898109B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
US11905468B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-20 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
US20220268694A1 (en) | 2021-02-25 | 2022-08-25 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers |
US11692141B2 (en) | 2021-10-10 | 2023-07-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive |
CA3188122A1 (en) | 2022-01-31 | 2023-07-31 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems and methods for reducing rendered fats pour point |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US375389A (en) * | 1887-12-27 | Sad-iron | ||
US3753891A (en) * | 1971-01-15 | 1973-08-21 | R Graven | Split-stream reforming to upgrade low-octane hydrocarbons |
DD128777A1 (de) * | 1976-03-26 | 1977-12-07 | Inst Francais Du Petrole | Verfahren zur veredelung von ausstroemenden stoffen aus fischer-tropsch-syntheseverfahren oder aehnlichen syntheseverfahren |
US5354451A (en) | 1991-12-09 | 1994-10-11 | Exxon Research And Engineering Company | Fixed-bed/moving-bed two stage catalytic reforming |
US5196110A (en) * | 1991-12-09 | 1993-03-23 | Exxon Research And Engineering Company | Hydrogen recycle between stages of two stage fixed-bed/moving-bed unit |
US6179995B1 (en) * | 1998-03-14 | 2001-01-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply |
CN1122099C (zh) * | 1999-08-31 | 2003-09-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种低压组合床重整工艺 |
-
2003
- 2003-03-20 DE DE60301340T patent/DE60301340T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-20 US US10/508,159 patent/US7419583B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-20 JP JP2003576544A patent/JP4260025B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-20 AT AT03744384T patent/ATE302254T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-03-20 CN CNB038064693A patent/CN1307291C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-20 WO PCT/EP2003/003029 patent/WO2003078548A2/en active IP Right Grant
- 2003-03-20 RU RU2004130866/04A patent/RU2295557C2/ru active
- 2003-03-20 EP EP03744384A patent/EP1485447B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-03-20 AU AU2003226700A patent/AU2003226700B2/en not_active Ceased
-
2004
- 2004-09-07 ZA ZA200407140A patent/ZA200407140B/en unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564412C1 (ru) * | 2011-12-15 | 2015-09-27 | Юоп Ллк | Способ проведения плаформинга с использованием интегрированного реактора гидрогенизации/дегидрогенизации |
RU2575847C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2016-02-20 | Юоп Ллк | Начальная гидроочистка нафтенов с последующим высокотемпературным риформингом |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20050139516A1 (en) | 2005-06-30 |
EP1485447A2 (en) | 2004-12-15 |
CN1307291C (zh) | 2007-03-28 |
CN1643113A (zh) | 2005-07-20 |
ATE302254T1 (de) | 2005-09-15 |
WO2003078548A2 (en) | 2003-09-25 |
ZA200407140B (en) | 2006-07-26 |
EP1485447B1 (en) | 2005-08-17 |
WO2003078548A3 (en) | 2003-12-24 |
AU2003226700A1 (en) | 2003-09-29 |
US7419583B2 (en) | 2008-09-02 |
JP4260025B2 (ja) | 2009-04-30 |
DE60301340D1 (de) | 2005-09-22 |
JP2005520886A (ja) | 2005-07-14 |
RU2004130866A (ru) | 2005-05-27 |
AU2003226700B2 (en) | 2007-09-20 |
DE60301340T2 (de) | 2006-06-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2295557C2 (ru) | Способ каталитического риформинга углеводородного сырья | |
US6200462B1 (en) | Process for reverse gas flow in hydroprocessing reactor systems | |
US6841062B2 (en) | Crude oil desulfurization | |
JP4074667B2 (ja) | 単一反応槽における多段水素処理方法 | |
EP1348012B1 (en) | Improved hydroprocessing process and method of retrofitting existing hydroprocessing reactors | |
US4364820A (en) | Recovery of C3 + hydrocarbon conversion products and net excess hydrogen in a catalytic reforming process | |
US20100160699A1 (en) | Method for efficient use of hydrogen in aromatics production from heavy aromatics | |
KR101525716B1 (ko) | 방향족 생성 증가 방법 | |
RU2568122C2 (ru) | Предварительная гидроочистка нафтенов с последующим высокотемпературным риформингом | |
RU2543712C1 (ru) | Способ увеличения объема производства бензола и толуола | |
RU2550354C1 (ru) | Способ получения концентрата ароматических углеводородов из легких алифатических углеводородов и установка для его осуществления | |
KR101552781B1 (ko) | 방향족을 제조하는 방법 | |
US4374726A (en) | Separation of hydrogen from a catalytic reforming zone effluent stream | |
US4203826A (en) | Process for producing high purity aromatic compounds | |
US4333818A (en) | Separation of normally gaseous hydrocarbons from a catalytic reforming effluent and recovery of purified hydrogen | |
US4333820A (en) | Recovery of normally gaseous hydrocarbons from net excess hydrogen in a catalytic reforming process | |
JP2004511623A (ja) | 単一反応槽におけるディーゼル燃料油の二段水素化およびストリッピング | |
AU2002211877A1 (en) | Two stage diesel fuel hydrotreating and stripping in a single reaction vessel | |
AU2002211876A1 (en) | Two stage hydroprocessing and stripping in a single reaction vessel | |
US4333819A (en) | Separation and recovery of hydrogen and normally gaseous hydrocarbons from net excess hydrogen from a catalytic reforming process | |
EP0416010B1 (en) | Process for hydrotreating olefinic distillate | |
US4333817A (en) | Separation of normally gaseous hydrocarbons from a catalytic reforming effluent and recovery of purified hydrogen | |
RU2224784C2 (ru) | Способ получения водорода и гидроочищенного продукта из углеводородного сырья | |
JP4443052B2 (ja) | 第1段蒸気流出物からの非接触的不純物除去を伴う多段アップフロー水素処理 | |
RU2548671C1 (ru) | Способ увеличения производства ароматических соединений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20081209 |