RU2309974C1 - Method of reprocessing of the petroleum residue - Google Patents
Method of reprocessing of the petroleum residue Download PDFInfo
- Publication number
- RU2309974C1 RU2309974C1 RU2006126833/04A RU2006126833A RU2309974C1 RU 2309974 C1 RU2309974 C1 RU 2309974C1 RU 2006126833/04 A RU2006126833/04 A RU 2006126833/04A RU 2006126833 A RU2006126833 A RU 2006126833A RU 2309974 C1 RU2309974 C1 RU 2309974C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- distillates
- sulfur
- low
- fraction
- diesel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно к способу переработки нефтяных остатков.The invention relates to the field of oil refining, specifically to a method for processing oil residues.
Известен способ коксования нефтяных остатков (гудрона), позволяющий получить 13 мас.% бензиновой фракции, 28,5 мас.% керосино-газойлевой фракции и легкого газойля, 25,9 мас.% тяжелого газойля и 24,0 мас.% кокса.A known method of coking oil residues (tar), which allows to obtain 13 wt.% Gasoline fraction, 28.5 wt.% Kerosene-gas oil fraction and light gas oil, 25.9 wt.% Heavy gas oil and 24.0 wt.% Coke.
Процесс коксования проводят в коксовых камерах при температуре 420-520°С, давлении 1,7-6,1 кгс/см2 (М.Г.Рудин, В.Е.Сомов, А.С.Фомин. «Карманный справочник нефтепереработчика», ЦНИИТЭнефтехим, 2004 г., стр.183).The coking process is carried out in coke ovens at a temperature of 420-520 ° C, a pressure of 1.7-6.1 kgf / cm 2 (M.G. Rudin, V.E. Somov, A.S. Fomin. “Pocket Refinery Handbook” , TsNIITEneftekhim, 2004, p. 183).
Недостатком способа является получение продуктов, характеризующихся высоким содержанием серы: в бензиновой фракции 0,2-0,6 мас.%, в легком газойле 0,8-2,0 мас.%, в тяжелом газойле 1,5-3,0 мас.%, в коксе свыше 3 мас.%, что делает невозможным их использование в качестве товарной продукции и требует применения специальных технологий, обеспечивающих глубокое облагораживание полученных продуктов.The disadvantage of this method is to obtain products characterized by a high sulfur content: in the gasoline fraction of 0.2-0.6 wt.%, In light gas oil 0.8-2.0 wt.%, In heavy gas oil 1.5-3.0 wt. .%, in coke more than 3 wt.%, which makes it impossible to use them as commercial products and requires the use of special technologies to ensure a deep refinement of the products.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ переработки нефтяных остатков, который включает стадии гидрогенизационного облагораживания нефтяных остатков и разделения полученного гидрогенизата на дистиллят и непревращенный остаток (процесс LC-fining). В качестве сырья могут быть использованы, например, мазут, гудрон и др.Closest to the claimed invention is a method of processing oil residues, which includes the stages of hydrogenation refinement of oil residues and separation of the obtained hydrogenate into distillate and unconverted residue (LC-fining process). As raw materials can be used, for example, fuel oil, tar, etc.
Жидкое сырье после нагрева смешивается с горячим водородсодержащим газом и подается в низ реактора. Слой катализатора в реакторе находится во взрыхленном состоянии за счет восходящего потока газосырьевой смеси. Полученный гидрогенизат разделяют ректификацией.After heating, the liquid feed is mixed with hot hydrogen-containing gas and fed to the bottom of the reactor. The catalyst layer in the reactor is in a loosened state due to the upward flow of the gas-feed mixture. The resulting hydrogenate is separated by distillation.
После разделения полученного гидрогенизата дистиллят гидрогенизационного облагораживания содержит, в случае переработки гудрона, бензиновую фракцию (до 204°С) в количестве 12,7-17,4 мас.%, дизельную фракцию (204-343°С) в количестве 16,8-23,1 мас.%, фракцию тяжелого газойля (343-524°С) в количестве 28,5-39,1 мас.% и непревращенный остаток (выше 524°С) в количестве 35,0-36,7 мас.% (Г.А.Берг, С.Г.Хабибуллин. «Каталитическое гидрооблагораживание нефтяных остатков», Ленинград: Химия, 1986 г., стр.169-170).After separation of the obtained hydrogenate, the hydrogenation refinement distillate contains, in the case of tar processing, a gasoline fraction (up to 204 ° C) in an amount of 12.7-17.4 wt.%, A diesel fraction (204-343 ° C) in an amount of 16.8- 23.1 wt.%, The fraction of heavy gas oil (343-524 ° C) in an amount of 28.5-39.1 wt.% And unconverted residue (above 524 ° C) in an amount of 35.0-36.7 wt.% (G.A. Berg, S.G. Khabibullin. “Catalytic Hydraulic Improvement of Oil Residues,” Leningrad: Chemistry, 1986, pp. 169-170).
Недостатком указанного способа является то, что полученные из дистиллята продукты требуют дополнительного облагораживания из-за относительно высокого содержания в них серы. Из производственных данных известно, что при осуществлении данного способа получают вышеперечисленные продукты со следующим содержанием в них серы: в бензиновой фракции 0,1-0,2 мас.%, в дизельной фракции 0,2-0,5 мас.%, во фракции тяжелого газойля 0,3-0,8 мас.%.The disadvantage of this method is that the products obtained from the distillate require additional refinement due to the relatively high sulfur content in them. From the production data it is known that when implementing this method, the above products are obtained with the following sulfur content: in the gasoline fraction 0.1-0.2 wt.%, In the diesel fraction 0.2-0.5 wt.%, In the fraction heavy gas oil 0.3-0.8 wt.%.
Другим недостатком данного способа является наличие среди продуктов процесса непревращенного остатка, т.е. тяжелого углеводородного компонента, который не может непосредственно использоваться в качестве моторного топлива и обладает также высоким содержанием серы (0,5-1,0 мас.%).Another disadvantage of this method is the presence of an unconverted residue among the process products, i.e. heavy hydrocarbon component, which cannot be directly used as motor fuel and also has a high sulfur content (0.5-1.0 wt.%).
Задачей настоящего изобретения является разработка способа переработки нефтяных остатков, обеспечивающего получение малосернистого нефтяного кокса (пригодного к применению в качестве электродного кокса), с использованием непревращенного остатка гидрогенизационного облагораживания, а также получение малосернистых моторных топлив в соответствии с современными жесткими требованиями к качеству товарной продукции, что позволяет существенно улучшить технико-экономические показатели способа.The objective of the present invention is to develop a method of processing oil residues, providing low-sulfur petroleum coke (suitable for use as electrode coke), using the unconverted residue of hydrogenation refinement, as well as obtaining low-sulfur motor fuels in accordance with modern stringent requirements for the quality of marketable products, which can significantly improve the technical and economic indicators of the method.
Для решения поставленной задачи предлагается способ переработки нефтяных остатков, включающий стадии гидрогенизационного облагораживания нефтяных остатков и разделения полученного гидрогенизата на дистиллят (топливные фракции) и непревращенный остаток. Способ отличается тем, что полученный непревращенный остаток подвергают замедленному коксованию, получая дистилляты коксования и кокс, после чего дистилляты коксования дополнительно смешивают с дистиллятами стадии гидрогенизационного облагораживания и прямогонными дизельными дистиллятами и подвергают совместной гидроочистке при следующем соотношении, мас.%: дистилляты коксования 35-80, дистилляты гидрогенизационного облагораживания 15-40, прямогонные дизельные дистилляты 5-25.To solve this problem, a method for processing oil residues is proposed, which includes the stages of hydrogenation refinement of oil residues and separation of the obtained hydrogenate into distillate (fuel fractions) and non-converted residue. The method is characterized in that the obtained unconverted residue is subjected to delayed coking to obtain coking distillates and coke, after which coking distillates are additionally mixed with distillates of the hydrogenation refinement stage and straight-run diesel distillates and subjected to joint hydrotreating in the following ratio, wt.%: Coking distillates , hydrogenation refinement distillates 15-40, straight-run diesel distillates 5-25.
Причем процесс совместной гидроочистки осуществляют при давлении 40-80 кгс/см2, температуре 320-400°С, объемной скорости подачи сырья 0,5-2,0 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье 400-1500 н.об./об. в присутствии алюмокобальтмолибденового или алюмоникельмолибденового катализатора.Moreover, the process of joint hydrotreating is carried out at a pressure of 40-80 kgf / cm 2 , a temperature of 320-400 ° C, a volumetric feed rate of 0.5-2.0 hour -1 , a hydrogen-containing gas / feed ratio of 400-1500 n.o./ about. in the presence of aluminum-cobalt-molybdenum or aluminum-nickel-molybdenum catalyst.
В качестве нефтяных остатков используют гудроны или их смеси с другими остаточными продуктами.As oil residues use tars or mixtures thereof with other residual products.
Следует отметить, что дистилляты гидрогенизационного облагораживания могут быть направлены на стадию совместной гидроочистки либо целиком, либо частично, исключая из них более легкие бензиновые фракции, которые используют в качестве сырья каталитического риформинга или процесса пиролиза.It should be noted that the hydrogenation refinement distillates can be directed to the stage of joint hydrotreating, either in whole or in part, excluding lighter gasoline fractions from them, which are used as raw materials for catalytic reforming or the pyrolysis process.
Процесс гидрогенизационного облагораживания осуществляют при давлении водорода 120-180 кгс/см2, температуре 320-400°С в присутствии алюмоникельмолибденового или алюмокобальтмолибденового катализатора.The hydrogenation refinement process is carried out at a hydrogen pressure of 120-180 kgf / cm 2 , a temperature of 320-400 ° C in the presence of aluminum-nickel-molybdenum or aluminum-cobalt-molybdenum catalyst.
Реализация предлагаемого способа позволяет получить малосернистый нефтяной кокс, пригодный к применению в качестве электродного кокса, глубоко очищенное дизельное топливо, содержащее менее 0,035 мас.% серы (при необходимости менее 0,005 мас.% серы), что соответствует требованиям стандарта EN-590 (ГОСТ 52368-2005), бензиновые дистилляты - отгоны от стадий гидрогенизационного облагораживания и гидроочистки - компоненты сырья каталитического риформинга или процесса пиролиза и остаточную фракцию, содержащую 0,1-0,3 мас.% серы, которая может использоваться как компонент сырья каталитического крекинга или как компонент малосернистого котельного топлива.Implementation of the proposed method allows to obtain low-sulfur petroleum coke suitable for use as electrode coke, deeply refined diesel fuel containing less than 0.035 wt.% Sulfur (if necessary, less than 0.005 wt.% Sulfur), which meets the requirements of standard EN-590 (GOST 52368 -2005), gasoline distillates - distillates from the stages of hydrogenation upgrading and hydrotreating - components of the catalytic reforming feedstock or the pyrolysis process and the residual fraction containing 0.1-0.3 wt.% Sulfur that can be used ak catalytic cracking feedstock component or as a component of low-sulfur fuel oil.
Общий выход указанных продуктов на исходное сырье составляет порядка 88%, остальное - углеводородный газ, сероводород, аммиак.The total yield of these products on the feedstock is about 88%, the rest is hydrocarbon gas, hydrogen sulfide, ammonia.
Ниже приведены примеры конкретной реализации способа.The following are examples of specific implementations of the method.
Пример 1.Example 1
Гидрогенизационному облагораживанию подвергают гудрон сернистой нефти (плотность 983,4 кг/м3, содержание серы 2,6 мас.%, коксуемость 12,7 мас.%). Процесс гидрогенизационного облагораживания осуществляют при давлении водорода 150 кгс/см2, температуре 400°С на стационарном алюмоникельмолибденовом катализаторе.The sulphurous oil tar is subjected to hydrogenation refinement (density 983.4 kg / m 3 , sulfur content 2.6 wt.%, Coking ability 12.7 wt.%). The hydrogenation refinement process is carried out at a hydrogen pressure of 150 kgf / cm 2 , a temperature of 400 ° C on a stationary aluminum-nickel-molybdenum catalyst.
Полученный гидрогенизат разделяют на топливные фракции - фр. Н.К. - 200°С, фр. 200-350°С и фр. 350-450°С (суммарный выход 30%, содержание серы 0,2 мас.%), и непревращенный остаток (выход 70%, содержание серы 0,4 мас.%). Фракцию Н.К. - 200°С используют как компонент сырья каталитического риформинга, а фракции 200-350°С и 350-450°С направляют на стадию совместной гидроочистки.The resulting hydrogenate is divided into fuel fractions - FR. N.K. - 200 ° С, fr. 200-350 ° C and fr. 350-450 ° C (total yield 30%, sulfur content 0.2 wt.%), And unconverted residue (yield 70%, sulfur content 0.4 wt.%). Fraction N.K. - 200 ° C is used as a component of the catalytic reforming feedstock, and fractions 200-350 ° C and 350-450 ° C are sent to the stage of joint hydrotreatment.
Полученный непревращенный остаток подвергают замедленному коксованию, получая углеводородный газ 9 мас.%, дистиллят коксования 67 мас.% (содержание серы 0,3 мас.%), кокс, пригодный к применению в качестве электродного 24 мас.% (содержание серы - менее 1,5 мас.%). Затем дистиллят коксования смешивают с дистиллятом стадии гидрогенизационного облагораживания (фракциями 200-350°С и 350-450°С) и прямогонным дизельным дистиллятом (180-360°С) и подвергают совместной гидроочистке при следующем соотношении, мас.%: дистиллят коксования 80, дистиллят гидрогенизационного облагораживания 15, прямогонный дизельный дистиллят 5.The obtained unconverted residue is subjected to delayed coking, obtaining hydrocarbon gas 9 wt.%, Coking distillate 67 wt.% (Sulfur content 0.3 wt.%), Coke suitable for use as an electrode 24 wt.% (Sulfur content less than 1 5 wt.%). Then the coking distillate is mixed with the distillate of the hydrogenation refinement stage (fractions 200-350 ° C and 350-450 ° C) and straight-run diesel distillate (180-360 ° C) and subjected to joint hydrotreatment in the following ratio, wt.%: Coking distillate 80, hydrogenation distillate distillate 15, straight-run diesel distillate 5.
Процесс совместной гидроочистки осуществляют при давлении 80 кгс/см2, температуре 400°С, объемной скорости подачи сырья 2,0 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье 1500 н.об./об. в присутствии алюмокобальтмолибденового катализатора. В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем ректификации на бензиновую (Н.К. - 180°С), дизельную (180-360°С) и остаточную (360-450°С) фракции.The process of joint hydrotreating is carried out at a pressure of 80 kgf / cm 2 , a temperature of 400 ° C, a volumetric feed rate of 2.0 hours -1 , a hydrogen-containing gas / feed ratio of 1500 n.v./about. in the presence of an aluminum-cobalt-molybdenum catalyst. The result is hydrogenated, which is separated by distillation into gasoline (N.K. - 180 ° C), diesel (180-360 ° C) and residual (360-450 ° C) fractions.
Таким образом, способ позволяет получить малосернистый нефтяной кокс, пригодный к применению в качестве электродного кокса, бензиновую фракцию (Н.К. - 180°С), которая используется как компонент сырья процесса каталитического риформинга, дизельную фракцию (180-360°С), содержащую менее 0,035 мас.% серы, что соответствует требованиям стандарта EN-590 (ГОСТ 52368-2005), и которая является товарным дизельным топливом, и остаточную фракцию (360-450°С), содержащую 0,1 мас.% серы, которая может использоваться как компонент сырья каталитического крекинга.Thus, the method allows to obtain low-sulfur petroleum coke suitable for use as electrode coke, a gasoline fraction (N.K. - 180 ° C), which is used as a component of the feedstock of the catalytic reforming process, a diesel fraction (180-360 ° C), containing less than 0.035 wt.% sulfur, which meets the requirements of the EN-590 standard (GOST 52368-2005), and which is commercial diesel fuel, and a residual fraction (360-450 ° C) containing 0.1 wt.% sulfur, which can be used as a component of catalytic cracking feed.
Пример 2.Example 2
Гидрогенизационному облагораживанию подвергают смесь (1:1) гудрона сернистой нефти (плотность 983,4 кг/м3, содержание серы 2,6 мас.%, коксуемость 12,7 мас.%) и тяжелого газойля каталитического крекинга (плотность 997 кг/м3, содержание серы 2,7 мас.%, коксуемость 19,2 мас.%). Процесс гидрогенизационного облагораживания осуществляют при давлении водорода 180 кгс/см2, температуре 380°С в кипящем слое алюмоникельмолибденового микросферического катализатора.A mixture of sulfur oil (density 983.4 kg / m 3 , sulfur content 2.6 wt.%, Coking ability 12.7 wt.%) And catalytic cracking heavy gas oil (density 997 kg / m) are subjected to hydrogenation upgrading (1: 1) 3 , sulfur content of 2.7 wt.%, Coking ability of 19.2 wt.%). The hydrogenation refinement process is carried out at a hydrogen pressure of 180 kgf / cm 2 , a temperature of 380 ° C in a fluidized bed of aluminum-nickel-molybdenum microspherical catalyst.
Полученный гидрогенизат разделяют на фракцию Н.К. - 360°С (выход 40%, содержание серы 0,1 мас.%) и непревращенный остаток (360°С -К.К.) (выход 60%, содержание серы 0,3 мас.%).The obtained hydrogenate is divided into a fraction of N.K. - 360 ° C (yield 40%, sulfur content 0.1 wt.%) And unconverted residue (360 ° C -K.K.) (yield 60%, sulfur content 0.3 wt.%).
Полученный непревращенный остаток подвергают замедленному коксованию, получая углеводородный газ 10 мас.%, дистиллят коксования 70 мас.% (содержание серы 0,25 мас.%), кокс, пригодный к применению в качестве электродного 20 мас.% (содержание серы - менее 1,5 мас.%). Затем дистиллят коксования смешивают с дистиллятом стадии гидрогенизационного облагораживания (Н.К. - 360°С) и прямогонным дизельным дистиллятом (180-360°С) и подвергают совместной гидроочистке при следующем соотношении, мас.%: дистиллят коксования 35, дистиллят гидрогенизационного облагораживания 40, прямогонный дизельный дистиллят 25.The obtained unconverted residue is subjected to delayed coking, obtaining hydrocarbon gas 10 wt.%, Coking distillate 70 wt.% (Sulfur content 0.25 wt.%), Coke suitable for use as an electrode 20 wt.% (Sulfur content less than 1 5 wt.%). Then the coking distillate is mixed with the distillate of the hydrogenation refinement stage (N.K. - 360 ° C) and straight-run diesel distillate (180-360 ° C) and subjected to joint hydrotreatment in the following ratio, wt.%: Coking distillate 35, hydrogenation refinement distillate 40 straight run diesel distillate 25.
Процесс совместной гидроочистки осуществляют при давлении 60 кгс/см2, температуре 360°С, объемной скорости подачи сырья 1,0 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье 1000 н.об./об. в присутствии алюмоникельмолибденового катализатора. В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем ректификации на бензиновую (Н.К. - 160°С), дизельную (160-360°С) и остаточную (360-450°С) фракции.The process of joint hydrotreating is carried out at a pressure of 60 kgf / cm 2 , a temperature of 360 ° C, a volumetric feed rate of 1.0 hour -1 , a hydrogen-containing gas / feed ratio of 1000 n.v./about. in the presence of an aluminum-nickel-molybdenum catalyst. The result is hydrogenated, which is separated by distillation into gasoline (N.K. - 160 ° C), diesel (160-360 ° C) and residual (360-450 ° C) fractions.
Способ позволяет получить малосернистый нефтяной кокс, пригодный к применению в качестве электродного кокса, бензиновую фракцию (Н.К. - 160°С), которая используется как компонент сырья процесса каталитического риформинга, дизельную фракцию (160-360°С), содержащую менее 0,005 мас.% серы, что соответствует требованиям стандарта EN-590 (ГОСТ 52368-2005), и которая является товарным дизельным топливом, а также остаточную фракцию (360-450°С), содержащую менее 0,1 мас.% серы, которая может использоваться как компонент сырья каталитического крекинга.The method allows to obtain low-sulfur petroleum coke suitable for use as electrode coke, a gasoline fraction (N.K. - 160 ° C), which is used as a component of the feedstock of the catalytic reforming process, a diesel fraction (160-360 ° C) containing less than 0.005 wt.% sulfur, which meets the requirements of the standard EN-590 (GOST 52368-2005), and which is commercial diesel fuel, as well as a residual fraction (360-450 ° C) containing less than 0.1 wt.% sulfur, which can used as a component of catalytic cracking feed.
Пример 3.Example 3
Гидрогенизационному облагораживанию подвергают смесь (4:1) гудрона сернистой нефти (плотность 983,4 кг/м3, содержание серы 2,6 мас.%, коксуемость 12,7 мас.%) и тяжелого газойля каталитического крекинга (плотность 997 кг/м3, содержание серы 2,7 мас.%, коксуемость 19,2 мас.%). Процесс гидрогенизационного облагораживания осуществляют при давлении водорода 120 кгс/см2, температуре 320°C на стационарном алюмоникельмолибденовом катализаторе.A mixture of sulfur dioxide oil (density 983.4 kg / m 3 , sulfur content 2.6 wt.%, Coking ability 12.7 wt.%) And catalytic cracking heavy gas oil (density 997 kg / m) are subjected to hydrogenation upgrading (4: 1) 3 , sulfur content of 2.7 wt.%, Coking ability of 19.2 wt.%). The hydrogenation refinement process is carried out at a hydrogen pressure of 120 kgf / cm 2 , a temperature of 320 ° C on a stationary aluminum-nickel-molybdenum catalyst.
Полученный гидрогенизат разделяют на топливные фракции - фр. Н.К. - 200°С, фр. 200-350°С и фр. 350-450°С (суммарный выход 25%, содержание серы 0,5 мас.%) и непревращенный остаток (выход 75%, содержание серы 0,6 мас.%). Фракцию Н.К. - 200°С используют как компонент сырья каталитического риформинга, а фракции 200-350°С и 350-450°С направляют на стадию совместной гидроочистки.The resulting hydrogenate is divided into fuel fractions - FR. N.K. - 200 ° С, fr. 200-350 ° C and fr. 350-450 ° C (total yield 25%, sulfur content 0.5 wt.%) And unconverted residue (yield 75%, sulfur content 0.6 wt.%). Fraction N.K. - 200 ° C is used as a component of the catalytic reforming feedstock, and fractions 200-350 ° C and 350-450 ° C are sent to the stage of joint hydrotreatment.
Полученный непревращенный остаток подвергают замедленному коксованию, получая углеводородный газ 8 мас.%, дистиллят коксования 62 мас.% (содержание серы 0,4 мас.%), кокс, пригодный к применению в качестве электродного 30 мас.% (содержание серы менее 1,5 мас.%). Затем дистиллят коксования смешивают с дистиллятом стадии гидрогенизационного облагораживания (фракциями 200-350°С и 350-450°С) и прямогонным дизельным дистиллятом (180-360°С) и подвергают совместной гидроочистке при следующем соотношении, мас.%: дистиллят коксования 55, дистиллят гидрогенизационного облагораживания 30, прямогонный дизельный дистиллят 15.The obtained unconverted residue is subjected to delayed coking, obtaining hydrocarbon gas 8 wt.%, Coking distillate 62 wt.% (Sulfur content 0.4 wt.%), Coke suitable for use as an electrode 30 wt.% (Sulfur content less than 1, 5 wt.%). Then the coking distillate is mixed with the distillate of the hydrogenation refinement stage (fractions 200-350 ° C and 350-450 ° C) and straight-run diesel distillate (180-360 ° C) and subjected to joint hydrotreatment in the following ratio, wt.%: Coking distillate 55, hydrogenation distillate distillate 30, straight-run diesel distillate 15.
Процесс совместной гидроочистки осуществляют при давлении 40 кгс/см2, температуре 320°С, объемной скорости подачи сырья 0,5 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье 400 н.об./об. в присутствии алюмоникельмолибденового катализатора. В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем ректификации на бензиновую (Н.К. - 180°С), дизельную (180-360°С) и остаточную (360°С - К.К.) фракции.The process of joint hydrotreating is carried out at a pressure of 40 kgf / cm 2 , a temperature of 320 ° C, a volumetric feed rate of 0.5 h -1 , a hydrogen-containing gas / feed ratio of 400 n./vol. in the presence of an aluminum-nickel-molybdenum catalyst. The result is hydrogenated, which is separated by distillation into gasoline (N.K. - 180 ° C), diesel (180-360 ° C) and residual (360 ° C - K.K.) fractions.
Способ позволяет получить малосернистый нефтяной кокс, пригодный к применению в качестве электродного кокса, бензиновую фракцию (Н.К. - 180°С), которая используется как нефтехимическое сырье для процесса пиролиза, дизельную фракцию (180-360°С), содержащую менее 0,005 мас.% серы, что соответствует требованиям стандарта EN-590 (ГОСТ 52368-2005), и которая является товарным дизельным топливом, и остаточную фракцию (360°С - К.К), содержащую 0,3 мас.% серы, которая может использоваться как компонент малосернистого котельного топлива.The method allows to obtain low-sulfur petroleum coke suitable for use as electrode coke, a gasoline fraction (N.K. - 180 ° C), which is used as a petrochemical feed for the pyrolysis process, a diesel fraction (180-360 ° C) containing less than 0.005 wt.% sulfur, which meets the requirements of the standard EN-590 (GOST 52368-2005), and which is commercial diesel fuel, and the residual fraction (360 ° C - K.K) containing 0.3 wt.% sulfur, which can used as a component of low-sulfur boiler fuel.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006126833/04A RU2309974C1 (en) | 2006-07-25 | 2006-07-25 | Method of reprocessing of the petroleum residue |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006126833/04A RU2309974C1 (en) | 2006-07-25 | 2006-07-25 | Method of reprocessing of the petroleum residue |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2309974C1 true RU2309974C1 (en) | 2007-11-10 |
Family
ID=38958268
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006126833/04A RU2309974C1 (en) | 2006-07-25 | 2006-07-25 | Method of reprocessing of the petroleum residue |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2309974C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613634C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-03-21 | Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") | Method for processing oil residues |
| RU2739322C1 (en) * | 2020-06-23 | 2020-12-22 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Processing method of non-converted residues of oil refining processes |
| RU2741789C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-01-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Method for processing unreacted residues of oil processing processes to produce kerosene fraction |
| RU2741792C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-01-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Method of processing non-converted oil processing residues to obtain kerosene fraction |
| RU2743698C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-02-24 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Processing method of crude oil processing residues |
-
2006
- 2006-07-25 RU RU2006126833/04A patent/RU2309974C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Берг Г.А., Хабибуллин С.Г. Каталитическое гидрооблагораживание нефтяных остатков. - Ленинград: Химия, с.169, 170. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613634C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-03-21 | Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") | Method for processing oil residues |
| RU2739322C1 (en) * | 2020-06-23 | 2020-12-22 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Processing method of non-converted residues of oil refining processes |
| RU2741789C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-01-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Method for processing unreacted residues of oil processing processes to produce kerosene fraction |
| RU2741792C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-01-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Method of processing non-converted oil processing residues to obtain kerosene fraction |
| RU2743698C1 (en) * | 2020-06-23 | 2021-02-24 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") | Processing method of crude oil processing residues |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3073130C (en) | Low sulfur fuel oil bunker composition and process for producing the same | |
| US10023815B2 (en) | Process for producing high octane gasoline component from renewable raw material | |
| US4178229A (en) | Process for producing premium coke from vacuum residuum | |
| US4485004A (en) | Catalytic hydrocracking in the presence of hydrogen donor | |
| RU2700710C1 (en) | Method of processing crude oil into light olefins, aromatic compounds and synthetic gas | |
| RU2673803C1 (en) | Method for upgrading partially converted vacuum residue | |
| US10421915B2 (en) | Crude bio oil pretreatment and upgrading | |
| MXPA05006599A (en) | Process for the conversion of heavy feedstocks such as heavy crude oils and distillation residues. | |
| RU2309974C1 (en) | Method of reprocessing of the petroleum residue | |
| US2792336A (en) | Production of lighter hydrocarbons from petroleum oils involving hydrogenation and catalytic cracking | |
| US11359148B2 (en) | Methods and systems to produce needle coke from aromatic recovery complex bottoms | |
| EP3722392A1 (en) | Process for production of anisotropic coke | |
| US4344838A (en) | Coal conversion catalysts | |
| RU2321613C1 (en) | Petroleum processing method | |
| RU2378322C1 (en) | Motor fuel obtaining method | |
| US4295954A (en) | Coal conversion catalysts | |
| CN110023461B (en) | Flexible hydroprocessing of slurry hydrocracking products | |
| RU2292380C1 (en) | Aircraft fuel production process | |
| RU2743698C1 (en) | Processing method of crude oil processing residues | |
| RU2430144C1 (en) | Method for hydrogenation processing of vacuum distillate | |
| RU2747259C1 (en) | Oil residues processing method | |
| RU2741792C1 (en) | Method of processing non-converted oil processing residues to obtain kerosene fraction | |
| RU2613634C1 (en) | Method for processing oil residues | |
| RU2739322C1 (en) | Processing method of non-converted residues of oil refining processes | |
| CA1191471A (en) | Catalytic hydrocracking in the presence of hydrogen donor |