RU2593262C1 - Method for hydrogenation treatment of oil stock - Google Patents
Method for hydrogenation treatment of oil stock Download PDFInfo
- Publication number
- RU2593262C1 RU2593262C1 RU2015116762/04A RU2015116762A RU2593262C1 RU 2593262 C1 RU2593262 C1 RU 2593262C1 RU 2015116762/04 A RU2015116762/04 A RU 2015116762/04A RU 2015116762 A RU2015116762 A RU 2015116762A RU 2593262 C1 RU2593262 C1 RU 2593262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen
- feedstock
- hydrocracking
- oil stock
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, а конкретно к способам гидрогенизационной обработки нефтяного сырья, в том числе тяжелых нефтей и нефтяных остатков с получением легких фракций, автомобильных бензинов, реактивных и дизельных топлив, а также сырья для нефтехимического синтеза.The invention relates to the refining and petrochemical industries, and in particular to methods for the hydrogenation processing of petroleum feedstocks, including heavy oils and oil residues to produce light fractions, motor gasolines, jet and diesel fuels, as well as feedstocks for petrochemical synthesis.
Анализ современных тенденций показывает, что основным направлением модернизации действующих НПЗ является углубление переработки нефтяного сырья, в том числе тяжелых нефтей и нефтяных остатков с получением экологически чистых моторных топлив. Все более широкое применение в промышленности находит процесс гидрогенизационной обработки нефтепродуктов, а также тяжелых нефтей и нефтяных остатков (гидроочистка, гидрокрекинг), обеспечивающий повышение качества моторных топлив и увеличение выхода легких фракций. При этом имеет место тенденция увеличения давления при проведении гидрогенизационных процессов.An analysis of current trends shows that the main direction of modernization of existing refineries is to deepen the processing of crude oil, including heavy oils and oil residues to produce environmentally friendly motor fuels. The process of hydrogenation processing of oil products, as well as heavy oils and oil residues (hydrotreating, hydrocracking), which provides an increase in the quality of motor fuels and an increase in the yield of light fractions, is finding wider application in industry. At the same time, there is a tendency to increase pressure during hydrogenation processes.
Промышленные технологии гидрогенизационной обработки нефтяного сырья характеризуются необходимостью потребления большого количества водорода. При глубине превращения тяжелых нефтяных остатков 80-85% потребление водорода достигает 3,0-3,5% масс. на сырье. При этом удельный вес стоимости водорода в эксплуатационных затратах составляет в среднем 40-75%. (Э.Ф. Каминский, В.А. Хавкин. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты, М., 2001, с. 270, 268).Industrial technologies for the hydrogenation processing of petroleum feedstocks are characterized by the need to consume large amounts of hydrogen. With a conversion depth of heavy oil residues of 80-85%, the hydrogen consumption reaches 3.0-3.5% of the mass. on raw materials. Moreover, the share of the cost of hydrogen in operating costs is on average 40-75%. (EF Kaminsky, VA Havkin. Deep oil refining: technological and environmental aspects, M., 2001, p. 270, 268).
Гидрогенизационную обработку нефтяного сырья, как правило, осуществляют при температуре 320-480°C и давлении 2,5-20,0 МПа. При этом объемная скорость подачи сырья составляет 0,5-2,0 ч-1.Hydrogenation processing of crude oil is usually carried out at a temperature of 320-480 ° C and a pressure of 2.5-20.0 MPa. At the same time, the volumetric feed rate is 0.5-2.0 h -1 .
Процесс гидрогенизационной обработки протекает с выделением тепла. Величина теплового эффекта таких процессов в зависимости от вида обрабатываемого сырья имеет существенное значение для выбора конструкции реактора.The process of hydrogenation treatment proceeds with the release of heat. The magnitude of the thermal effect of such processes, depending on the type of processed raw materials, is essential for the choice of reactor design.
Известно, что водород плохо растворяется в углеводородном сырье, а особенно плохо в сырье, которое содержит преимущественно ароматические соединения. Диффузия водорода в тяжелые углеводороды представляет собой крайне медленный процесс, в результате которого полное насыщение достигается лишь в течение многих часов. С ростом температуры и давления растворимость водорода увеличивается. Важным фактором, определяющим скорость растворения водорода в нефтяном сырье, является поверхность контакта газовой фазы водорода и жидкой фазы нефтяного сырья. Чем больше эта поверхность, тем выше скорость насыщения нефтяного сырья водородом. Низкая объемная скорость подачи сырья в традиционных процессах гидрогенизационной обработки обусловлена, прежде всего, медленным растворением водорода в нефтяном сырье, неравномерным распределением нефтяного сырья и водорода по зернистому слою катализатора и недостаточной поверхностью контакта газовой и жидкой фаз.It is known that hydrogen is poorly soluble in hydrocarbons, and especially poorly in raw materials, which contain mainly aromatic compounds. The diffusion of hydrogen into heavy hydrocarbons is an extremely slow process, as a result of which full saturation is achieved only for many hours. With increasing temperature and pressure, the solubility of hydrogen increases. An important factor determining the rate of dissolution of hydrogen in petroleum feed is the contact surface of the gas phase of hydrogen and the liquid phase of the petroleum feed. The larger this surface, the higher the rate of saturation of the crude oil with hydrogen. The low volumetric feed rate in conventional hydrogenation treatment processes is primarily due to the slow dissolution of hydrogen in the petroleum feedstock, the uneven distribution of petroleum feedstock and hydrogen over the granular catalyst bed and the insufficient contact surface of the gas and liquid phases.
В применяемых в промышленности каталитических реакторах распределение сырья по зернистому слою катализатора при низких объемных скоростях приближается к равномерному, а распределение водорода по зернистому слою катализатора при объемных скоростях 500-1000 нм3/м3 сырья остается неравномерным. Чем выше давление в реакторе, тем меньше реальный объем водорода, тем равномернее он распределяется по зернистому слою. Неравномерное распределение водорода по зернистому слою катализатора вызывает образование застойных зон и локальных перегревов, что способствует коксообразованию и отложению его на поверхности катализатора.In catalytic reactors used in industry, the distribution of raw materials over the granular catalyst bed at low space velocities approaches uniform, and the distribution of hydrogen over the granular catalyst beds at bulk velocities of 500-1000 nm 3 / m 3 of the feed remains uneven. The higher the pressure in the reactor, the smaller the real volume of hydrogen, the more evenly it is distributed over the granular layer. The uneven distribution of hydrogen over the granular layer of the catalyst causes the formation of stagnant zones and local overheating, which contributes to coke formation and its deposition on the surface of the catalyst.
В известных технических решениях, в том числе в патентах, касающихся гидрогенизационной обработки нефтяного сырья, не рассматриваются вопросы, связанные с обеспечением равномерного распределения водорода по зернистому слою катализатора, а также увеличению поверхности контакта жидкой фазы углеводородного сырья и газовой фазы водорода.Known technical solutions, including patents relating to the hydrogenation processing of petroleum feedstocks, do not address issues related to ensuring a uniform distribution of hydrogen over the granular catalyst bed, as well as increasing the contact surface of the liquid phase of the hydrocarbon feedstock and the hydrogen gas phase.
Ниже приведены несколько аналогов и прототип предлагаемого изобретения, при рассмотрении которых отмечаются недостатки, связанные с проблемой, решаемой предлагаемым изобретением.Below are a few analogues and a prototype of the invention, when considered, there are disadvantages associated with the problem solved by the invention.
Известен способ гидроочистки нефтяного сырья, который проводят на алюмокобальтмолибденовом (Al-Co-Mo) или на алюмоникельмолибденовом (Al-Ni-Mo) катализаторах при температуре 350-420°C и давлении 2,5-7,0 МПа. Нефтяное сырье смешивается с циркуляционным водородсодержащим газом, нагревается в печи и подается в реактор гидроочистки. Очищенный гидрогенизат, например, дизельная фракция, вакуумный дистиллят и др., после сепаратора высокого давления, охлаждения и сброса давления проходит через стабилизационную колонну и направляется потребителю или на гидрокрекинг.A known method of hydrotreating petroleum feeds, which is carried out on alumina-cobalt-molybdenum (Al-Co-Mo) or alumina-nickel-molybdenum (Al-Ni-Mo) catalysts at a temperature of 350-420 ° C and a pressure of 2.5-7.0 MPa. The crude oil is mixed with a hydrogen-containing circulating gas, heated in a furnace, and fed to a hydrotreatment reactor. The purified hydrogenate, for example, diesel fraction, vacuum distillate, etc., after a high-pressure separator, cooling and pressure relief passes through a stabilization column and is sent to the consumer or for hydrocracking.
Газовая фаза (циркуляционный водородсодержащий газ) после сепаратора высокого давления очищается водным раствором моноэтаноламина от сероводорода и аммиака, образующихся в процессе гидроочистки. В очищенный циркуляционный водородсодержащий газ добавляется водород концентрацией до 95%, содержащий также примеси - азот, метан и др. При этом в циркуляционном водородсодержащем газе происходит накопление инертных газов и снижается концентрация водорода. Для поддержания заданной концентрации водорода в циркуляционном водородсодержащем газе перед реактором, часть этого газа после его очистки выводится из цикла, перед добавлением в него водорода. (Б.И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа, М., 2003, с. 71-72).The gas phase (circulating hydrogen-containing gas) after the high-pressure separator is purified by an aqueous solution of monoethanolamine from hydrogen sulfide and ammonia formed during hydrotreatment. Hydrogen concentration of up to 95% is added to the purified circulating hydrogen-containing gas, which also contains impurities - nitrogen, methane, etc. In this case, inert gases accumulate in the circulating hydrogen-containing gas and the hydrogen concentration decreases. To maintain a given concentration of hydrogen in the hydrogen-containing gas in front of the reactor, a part of this gas is removed from the cycle after its purification, before adding hydrogen to it. (B.I. Bondarenko. An album of technological schemes of oil and gas processing processes, M., 2003, pp. 71-72).
Недостатком способа является то, что для поддержания заданной концентрации водорода в циркуляционном водородсодержащем газе проводится сдувка части газа, что приводит к потерям водорода со сдувочными газами.The disadvantage of this method is that in order to maintain a given concentration of hydrogen in the circulating hydrogen-containing gas, part of the gas is purged, which leads to the loss of hydrogen with the purge gases.
Недостатком также является то, что обогащенный водородом газ подается непосредственно в сырьевой поток, что не позволяет насыщать сырье водородом в достаточной мере из-за ограниченного времени и поверхности контакта газовой и жидкой фаз.The disadvantage is that the hydrogen-enriched gas is supplied directly to the feed stream, which does not allow saturating the feedstock with hydrogen sufficiently because of the limited time and contact surface of the gas and liquid phases.
Известен также способ гидрокрекинга нефтяного сырья, который проводят при температуре 420-480°C и давлении 15,0-20,0 МПа. Нефтяное сырье смешивается с циркуляционным водородсодержащим газом, нагревается в печи и подается в реактор гидрокрекинга. Так как процесс гидрокрекинга сопровождается выделением тепла, для поддержания температуры на заданном уровне в зернистом слое катализатора, в реактор гидрокрекинга между катализаторными полками дополнительно вводят холодный водородсодержащий газ. Выходящая из реактора смесь продуктов реакции и циркуляционного водородсодержащего газа охлаждается и поступает в сепаратор высокого давления. Жидкая часть после сепаратора высокого давления поступает в сепаратор низкого давления, откуда гидрогенизат направляется на разделение, а углеводородные газы - на утилизацию.There is also known a method of hydrocracking of crude oil, which is carried out at a temperature of 420-480 ° C and a pressure of 15.0-20.0 MPa. The crude oil is mixed with a hydrogen-containing circulating gas, heated in a furnace, and fed to a hydrocracking reactor. Since the hydrocracking process is accompanied by heat generation, cold hydrogen-containing gas is additionally introduced into the hydrocracking reactor between the catalyst shelves to maintain the temperature at a predetermined level in the granular catalyst bed. The mixture of reaction products and circulating hydrogen-containing gas exiting the reactor is cooled and fed to a high pressure separator. The liquid part after the high-pressure separator enters the low-pressure separator, from where the hydrogenate is sent for separation, and hydrocarbon gases for disposal.
Газовая фаза после сепаратора высокого давления очищается водным раствором моноэтаноламина от сероводорода и аммиака. В очищенный циркуляционный водородсодержащий газ добавляется водород концентрацией до 95%, содержащий также примеси - азот, метан и др. При этом в циркуляционном водородсодержащем газе происходит накопление инертных газов, что снижает концентрацию водорода и вызывает необходимость в сдувке части водородсодержащего газа. Кроме того, циркуляционный водородсодержащий газ обогащается легкими углеводородными газами, образующимися в процессе гидрокрекинга. Для поддержания заданной концентрации водорода в циркуляционном водородсодержащем газе перед реактором, часть этого газа после его очистки выводится из цикла перед добавлением в него водорода. (Б.И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа, М., 2003, с. 73-76).The gas phase after the high pressure separator is purified by an aqueous solution of monoethanolamine from hydrogen sulfide and ammonia. Hydrogen concentration of up to 95% is added to the purified circulating hydrogen-containing gas, which also contains impurities - nitrogen, methane, etc. In this case, inert gases accumulate in the circulating hydrogen-containing gas, which reduces the hydrogen concentration and necessitates the blowing off of part of the hydrogen-containing gas. In addition, the circulating hydrogen-containing gas is enriched in light hydrocarbon gases generated during the hydrocracking process. To maintain a given concentration of hydrogen in a hydrogen-containing gas in front of the reactor, part of this gas, after its purification, is removed from the cycle before adding hydrogen to it. (B.I. Bondarenko. An album of technological schemes of oil and gas processing processes, M., 2003, pp. 73-76).
Недостатком способа является то, что для поддержания заданной концентрации водорода в циркуляционном водородсодержащем газе проводится сдувка части газа, что приводит к потерям водорода со сдувочными газами.The disadvantage of this method is that in order to maintain a given concentration of hydrogen in the circulating hydrogen-containing gas, part of the gas is purged, which leads to the loss of hydrogen with the purge gases.
Недостатком также является то, что обогащенный водородом газ подается непосредственно в сырьевой поток и в реактор гидрокрекинга между катализаторными полками, что не позволяет насыщать сырье водородом в достаточной мере из-за ограниченного времени и поверхности контакта газовой и жидкой фаз. Кроме того, неравномерное распределение реакционной среды по зернистому слою катализатора приводит к неравномерному распределению температур в этом слое, что вызывает локальные перегревы катализатора, способствует коксообразованию, отложению его на поверхности катализатора, потери активности катализатора и необходимости его замены.The disadvantage is that the hydrogen-enriched gas is supplied directly to the feed stream and to the hydrocracking reactor between the catalyst shelves, which does not allow saturating the feedstock with hydrogen sufficiently due to the limited time and contact surface of the gas and liquid phases. In addition, the uneven distribution of the reaction medium over the granular catalyst layer leads to an uneven temperature distribution in this layer, which causes local overheating of the catalyst, contributes to coke formation, its deposition on the catalyst surface, loss of catalyst activity and the need to replace it.
Известен способ и устройство для гидроочистки и гидрокрекинга (DK патент №2427610, кл. C10G 65/02, опубл. 27.08.11), содержащий стадии, на которых: (а) осуществляют гидрообработку углеводородного сырья при помощи обогащенного водородом газа для получения гидрообработанного выходящего потока, содержащего смесь жидкости и пара, которая разделяется на жидкую фазу и паровую фазу, и (b) на этапе разделения разделяют жидкую фазу на регулируемую жидкую часть, задаваемую конверсией, и избыточную жидкую часть посредством регулирования потока регулируемой жидкости, полученной на стадии разделения, при помощи элемента регулирования потока, и соединяют паровую фазу с избыточной жидкой частью для получения парожидкой части, и (с) затем выделяют фракцию, содержащую сырье для флюид-каталитического крекинга, из регулируемой жидкой части, и одновременно осуществляют гидрокрекинг парожидкой части для получения дизельной фракции, или осуществляют гидрокрекинг регулируемой жидкой части для получения дизельной фракции, и одновременно выделяют фракцию, содержащую сырье для флюид-каталитического крекинга, из парожидкой части.A known method and device for hydrotreating and hydrocracking (DK patent No. 2427610, class C10G 65/02, publ. 08/27/11), containing stages in which: (a) hydrotreating the hydrocarbon feedstock using hydrogen-enriched gas to produce hydrotreated effluent a stream containing a mixture of liquid and vapor, which is separated into a liquid phase and a vapor phase, and (b) during the separation step, the liquid phase is divided into an adjustable liquid part determined by conversion and an excess liquid part by controlling the flow of a controlled liquid the amount obtained in the separation step by means of a flow control element, and the vapor phase is combined with the excess liquid part to obtain a vapor-liquid part, and (c) then a fraction containing feed for catalytic cracking feed is isolated from the controlled liquid part, and at the same time hydrocracking of a vapor-liquid part to obtain a diesel fraction, or carry out hydrocracking of an adjustable liquid part to obtain a diesel fraction, and at the same time, a fraction containing feedstock for fluid-catalytic crackin is isolated ha, from the vapor-liquid part.
Недостатком является то, что обогащенный водородом газ подается непосредственно в сырьевой поток. Неравномерное распределение нефтяного сырья и водорода по зернистому слою катализатора не позволяет насыщать сырье водородом в достаточной мере из-за ограниченного времени и поверхности контакта газовой и жидкой фаз. Кроме того, неравномерное распределение реакционной среды по зернистому слою катализатора приводит к неравномерному распределению температур в этом слое, что приводит к локальным перегревам катализатора, способствует коксообразованию, отложению его на поверхности катализатора, потери активности катализатора и необходимости его замены.The disadvantage is that the hydrogen-enriched gas is supplied directly to the feed stream. The uneven distribution of petroleum feedstock and hydrogen over the granular catalyst bed does not allow saturating the feedstock with hydrogen sufficiently due to the limited time and contact surface of the gas and liquid phases. In addition, the uneven distribution of the reaction medium over the granular catalyst layer leads to an uneven temperature distribution in this layer, which leads to local overheating of the catalyst, contributes to coke formation, its deposition on the catalyst surface, loss of catalyst activity and the need to replace it.
Известен также комбинированный способ гидрообработки и гидрокрекинга углеводородного сырья по патенту RU №2214442, кл. C10G 65/02, опубл. 20.10.03, отличающийся тем, что содержит стадии: а) подачи углеводородного сырья и водорода в зону каталитической реакции денитрификации и десульфуризации, осуществляемой при температуре 204-482°C, давлении 3,5-17,3 МПа, объемной скорости жидкого углеводородного сырья 0,1-10,0 ч-1 в присутствии катализатора, и вывода из зоны реакции денитрификации и десульфуризации выходного потока; (b) подачи выходного потока непосредственно в рецикловую стриппинг-колонну высокого давления, использующую рецикловый обогащенный водородом отгоночный газ, для получения первого потока пара, содержащего водород, углеводородные соединения, имеющие температуру кипения ниже пределов выкипания углеводородного сырья, сероводород и аммиак, и первого жидкого потока, содержащего углеводородные соединения, кипящие в пределах выкипания углеводородного сырья; (с) подачи, по меньшей мере, части первого жидкого потока в зону гидрокрекинга, содержащую катализатор гидрокрекинга и работающую при температуре 204-482°C, давлении 3,5-17,3 МПа, объемной скорости жидкого углеводородного сырья 0,1-15,0 ч-1, и отвода выходного потока из зоны гидрокрекинга; (d) подачи выходного потока из зоны гидрокрекинга в зону реакции денитрификации и десульфуризации; (е) конденсации в теплообменнике, по меньшей мере, части первого потока пара, полученного на стадии (b), для получения второго жидкого потока, содержащего углеводородные соединения, кипящие при температуре ниже пределов выкипания углеводородного сырья, и второго потока пара, содержащего водород и сероводород, и (f) возвращения, по меньшей мере, части второго потока пара в зону гидрокрекинга.Also known is a combined method of hydroprocessing and hydrocracking of hydrocarbons according to patent RU No. 2214442, class. C10G 65/02, publ. 10.20.03, characterized in that it comprises the steps of: a) feeding hydrocarbon feedstock and hydrogen to a zone of a catalytic denitrification and desulfurization reaction carried out at a temperature of 204-482 ° C, a pressure of 3.5-17.3 MPa, a volumetric rate of a liquid hydrocarbon feedstock 0.1-10.0 h -1 in the presence of a catalyst, and withdrawal from the reaction zone of denitrification and desulfurization of the outlet stream; (b) feeding the output stream directly to a high pressure recycle stripping column using a recycle hydrogen-rich stripping gas to produce a first steam stream containing hydrogen, hydrocarbon compounds having a boiling point below the boiling range of hydrocarbon feedstock, hydrogen sulfide and ammonia, and a first liquid a stream containing hydrocarbon compounds boiling within the boiling range of hydrocarbons; (c) supplying at least a portion of the first liquid stream to a hydrocracking zone containing a hydrocracking catalyst and operating at a temperature of 204-482 ° C, a pressure of 3.5-17.3 MPa, a volumetric rate of a liquid hydrocarbon feedstock of 0.1-15 , 0 h -1 , and the removal of the output stream from the hydrocracking zone; (d) supplying an output stream from the hydrocracking zone to the denitrification and desulfurization reaction zone; (e) condensing in the heat exchanger at least part of the first steam stream obtained in stage (b) to obtain a second liquid stream containing hydrocarbon compounds boiling at a temperature below the boiling range of the hydrocarbon feedstock and a second steam stream containing hydrogen and hydrogen sulfide, and (f) returning at least a portion of the second vapor stream to the hydrocracking zone.
Недостатком такого способа является то, что водород подается непосредственно в сырьевой поток. Неравномерное распределение нефтяного сырья и водорода по зернистому слою катализатора не позволяет насыщать сырье водородом в достаточной мере из-за ограниченного времени и поверхности контакта газовой и жидкой фаз. Кроме того, неравномерное распределение реакционной среды по зернистому слою катализатора приводит к неравномерному распределению температур в этом слое, что приводит к локальным перегревам катализатора, способствует коксообразованию, отложению его на поверхности катализатора, потери активности катализатора и необходимости его замены.The disadvantage of this method is that hydrogen is fed directly into the feed stream. The uneven distribution of petroleum feedstock and hydrogen over the granular catalyst bed does not allow saturating the feedstock with hydrogen sufficiently due to the limited time and contact surface of the gas and liquid phases. In addition, the uneven distribution of the reaction medium over the granular catalyst layer leads to an uneven temperature distribution in this layer, which leads to local overheating of the catalyst, contributes to coke formation, its deposition on the catalyst surface, loss of catalyst activity and the need to replace it.
Наиболее близким к изобретению является выбранный в качестве прототипа способ гидрокрекинга углеводородного сырья по патенту US №2405024, кл. С10G 65/12, опубл. 27.11.10, включающий: (а) введение жидкофазного потока, содержащего углеводородное исходное сырье, продукта, выходящего из зоны гидрокрекинга, и водорода в зону гидроочистки для получения сероводорода и аммиака и формирования первого углеводородного потока, содержащего углеводороды, характеризующиеся пониженным уровнем содержания серы и азота, при этом упомянутый водород присутствует в концентрации, достаточно низкой для сохранения в зоне гидроочистки жидкофазной непрерывной системы; (b) введение, по меньшей мере, части первого углеводородного потока, содержащего углеводороды, характеризующиеся пониженным уровнем содержания серы и азота, в зону разделения для извлечения продуктов гидроочистки, кипящих в диапазоне температур, более низком, чем у исходного сырья, и получения жидкого потока углеводородов, содержащего углеводороды, кипящие в диапазоне температур кипения исходного сырья; (с) введение жидкого потока углеводородов в зону гидрокрекинга в присутствии водорода при концентрации водорода, достаточно низкой для сохранения в зоне гидрокрекинга жидкофазной непрерывной системы; (d) возвращение отходящего продукта из зоны гидрокрекинга на рецикл на стадию (а).Closest to the invention is selected as a prototype method of hydrocracking of hydrocarbon feedstock according to US patent No. 2405024, class. C10G 65/12, publ. 11.27.10, including: (a) introducing a liquid phase stream containing hydrocarbon feedstock, a product exiting the hydrocracking zone, and hydrogen into a hydrotreating zone to produce hydrogen sulfide and ammonia and forming a first hydrocarbon stream containing hydrocarbons characterized by a low sulfur content and nitrogen, wherein said hydrogen is present in a concentration low enough to maintain a liquid-phase continuous system in the hydrotreatment zone; (b) introducing at least a portion of the first hydrocarbon stream containing hydrocarbons having a low level of sulfur and nitrogen into the separation zone to recover hydrotreating products boiling in a temperature range lower than that of the feedstock and obtain a liquid stream hydrocarbons containing hydrocarbons boiling in the range of boiling points of the feedstock; (c) introducing a liquid hydrocarbon stream into the hydrocracking zone in the presence of hydrogen at a hydrogen concentration low enough to maintain a liquid-phase continuous system in the hydrocracking zone; (d) returning the effluent from the hydrocracking zone for recycling to step (a).
Недостатком рассматриваемого способа является то, что из-за недостаточного количества водорода в сырьевом потоке, подаваемого в реактор гидроочистки и в реактор гидрокрекинга, а также из-за необходимости снижения температуры в зоне реакции, дополнительно в реакторы подается обогащенный водородом газ.The disadvantage of this method is that due to the insufficient amount of hydrogen in the feed stream supplied to the hydrotreating reactor and to the hydrocracking reactor, and also because of the need to lower the temperature in the reaction zone, an additional hydrogen-rich gas is supplied to the reactors.
Неравномерное распределение потока жидкого сырья и водорода по зернистому слою катализатора не позволяет проводить процесс насыщения сырья водородом в достаточной мере из-за ограниченного времени и поверхности контакта газовой и жидкой фаз. Ограничение времени контакта фаз зависит от принятой объемной скорости подачи жидкого потока сырья и водорода, подаваемого дополнительно в реактор. Ограничение поверхности контакта фаз зависит от равномерности распределения газовой и жидкой фаз по зернистому слою катализатора. Неравномерное распределение реакционной среды по зернистому слою катализатора приводит также к неравномерному распределению температур в слое, что способствует образованию локальных застойных зон, способствующих перегреву катализатора, что приводит к коксообразованию и отложению его на поверхности катализатора, потере его активности и необходимости его замены.The uneven distribution of the flow of liquid feedstock and hydrogen over the granular catalyst bed does not allow the process of saturation of feedstock with hydrogen to a sufficient extent due to the limited time and contact surface of the gas and liquid phases. The limitation of the phase contact time depends on the accepted volumetric feed rate of the liquid flow of raw materials and hydrogen supplied additionally to the reactor. The limitation of the contact surface of the phases depends on the uniform distribution of the gas and liquid phases over the granular catalyst layer. Uneven distribution of the reaction medium over the granular catalyst layer also leads to an uneven distribution of temperatures in the layer, which contributes to the formation of local stagnant zones that contribute to overheating of the catalyst, which leads to coke formation and deposition on the catalyst surface, loss of its activity and the need for its replacement.
При проведении процесса гидрокрекинга в каталитическом реакторе образуются углеводородные газы, которые разбавляют водород, даже при минимальной его подаче, что приводит к снижению парциального давления водорода и уменьшению его растворимости в жидком потоке сырья.During the hydrocracking process, hydrocarbon gases are formed in the catalytic reactor, which dilute the hydrogen, even with its minimum supply, which leads to a decrease in the partial pressure of hydrogen and a decrease in its solubility in the liquid feed stream.
Задачей настоящего изобретения является создание способа гидрогенизационной обработки нефтяного сырья, обеспечивающего достижение требуемой глубины его переработки в легкие фракции высокого качества с минимальным содержанием серы и азота.The objective of the present invention is to provide a method for the hydrogenation treatment of oil raw materials, ensuring the achievement of the required depth of its processing into light fractions of high quality with a minimum content of sulfur and nitrogen.
Задачей настоящего изобретения также является создание способа, позволяющего сократить потребление водорода за счет уменьшения его потерь.An object of the present invention is also to provide a method for reducing hydrogen consumption by reducing its loss.
Задачей настоящего изобретения также является создание способа, позволяющего обеспечить равномерное распределение нефтяного сырья и водорода по всему объему зернистого слоя катализатора, исключить локальные зоны перегрева, обеспечить поддержание оптимальной температуры в слое катализатора и, как следствие, увеличить срок службы катализатора.The present invention is also the creation of a method that allows for uniform distribution of petroleum feedstock and hydrogen throughout the volume of the granular catalyst layer, to eliminate local overheating zones, to maintain the optimum temperature in the catalyst layer and, consequently, to increase the life of the catalyst.
Задачей настоящего изобретения также является создание способа, позволяющего увеличить объемную скорость подачи нефтяного сырья при гидрогенизационной обработке и, как следствие, уменьшить массогабаритные характеристики каталитических реакторов.The present invention is also the creation of a method that allows to increase the volumetric feed rate of petroleum feedstock during hydrogenation treatment and, as a result, reduce the overall dimensions of catalytic reactors.
Задачей настоящего изобретения также является создание способа, обеспечивающего возможность снижения давления процесса гидрогенизационной обработки нефтяного сырья и, как следствие, сокращения потребления энергии для компримирования водорода.An object of the present invention is also to provide a method for reducing the pressure of a hydrogenation process for petroleum feedstocks and, as a result, for reducing energy consumption for hydrogen compression.
Для решения поставленных задач предлагается способ гидрогенизационной обработки нефтяного сырья при повышенных температурах и давлении, включающий гидроочистку с удалением из нефтяного сырья серы и азота, и гидрокрекинг с последующим выделением из полученных продуктов легких фракций и облагороженного остатка, содержащий стадии: а) насыщение водородом нефтяного сырья перед его подачей на гидрогенизационную обработку при температуре 50-350°C и давлении 1,0-20,0 МПа отдельно в массообменном аппарате, обеспечивающем развитую и равномерно распределенную поверхность контакта газовой фазы водорода и жидкой фазы нефтяного сырья; б) гидроочистку при температуре 340-400°C и давлении 1,0-20,0 МПа нефтяного сырья, насыщенного водородом на стадии (а), в каталитическом реакторе, обеспечивающем поддержание заданной температуры процесса в объеме зернистого слоя катализатора путем отвода тепла из реакционной зоны через теплопередающую стенку внешним теплоносителем; в) насыщение водородом очищенных от соединений серы и азота нефтяных остатков, а также другого тяжелого нефтяного сырья, не требующего гидроочистки перед его подачей на гидрокрекинг, проводят при температуре 50-400°C и давлении 1,0-20,0 МПа отдельно в массообменном аппарате, обеспечивающем развитую и равномерно распределенную поверхность контакта газовой фазы водорода и жидкой фазы нефтяного сырья; г) гидрокрекинг нефтяного сырья, насыщенного водородом на стадии (в), при температуре 350-460°C и давлении 1,0-20,0 МПа в каталитическом реакторе, обеспечивающем поддержание заданной температуры процесса в объеме зернистого слоя катализатора путем отвода тепла из реакционной зоны через теплопередающую стенку внешним теплоносителем.To solve these problems, we propose a method for the hydrogenation treatment of crude oil at elevated temperatures and pressures, including hydrotreating with removal of sulfur and nitrogen from the crude oil, and hydrocracking, followed by separation of light fractions and a refined residue from the resulting products, containing the stages of: a) hydrogenation of the crude oil before submitting it to a hydrogenation treatment at a temperature of 50-350 ° C and a pressure of 1.0-20.0 MPa separately in a mass transfer apparatus, which provides developed and uniformly distributed definiteness contact surface of the gas phase the hydrogen and the liquid phase of the petroleum feedstock; b) hydrotreating at a temperature of 340-400 ° C and a pressure of 1.0-20.0 MPa of petroleum feedstock saturated with hydrogen in stage (a) in a catalytic reactor that maintains a given process temperature in the volume of the granular catalyst layer by removing heat from the reaction zones through the heat transfer wall by an external heat carrier; c) hydrogen saturation of oil residues purified from sulfur and nitrogen compounds, as well as other heavy oil feedstocks that do not require hydrotreating before feeding it to hydrocracking, is carried out at a temperature of 50-400 ° C and a pressure of 1.0-20.0 MPa separately in mass transfer apparatus providing a developed and evenly distributed contact surface of the gas phase of hydrogen and the liquid phase of petroleum feed; d) hydrocracking of petroleum feedstock saturated with hydrogen in step (c) at a temperature of 350-460 ° C and a pressure of 1.0-20.0 MPa in a catalytic reactor, ensuring that the process temperature is maintained in the volume of the granular catalyst layer by removing heat from the reaction zone through the heat transfer wall by an external coolant.
Выбор параметров процесса гидрогенизационной обработки - давления и температуры - определяется содержанием серы, азота, ароматических соединений, высокомолекулярных компонентов и др. обрабатываемого нефтяного сырья.The choice of parameters of the hydrogenation treatment process - pressure and temperature - is determined by the content of sulfur, nitrogen, aromatic compounds, high molecular weight components and other processed crude oil.
Процесс насыщения нефтяного сырья водородом можно проводить в массообменных аппаратах любого типа. Однако для достижения наиболее полного насыщения нефтяного сырья водородом при принятых температуре и давлении следует отдать предпочтение массообменному аппарату пенно-барботажного типа (патент RU №2079344), обеспечивающему развитую и равномерно распределенную поверхность контакта газовой и жидкой фаз и, как следствие, ускорение насыщения углеводородного сырья водородом.The process of saturation of crude oil with hydrogen can be carried out in mass transfer apparatuses of any type. However, to achieve the most complete saturation of the crude oil with hydrogen at the adopted temperature and pressure, preference should be given to a foam-bubbler mass transfer apparatus (patent RU No. 2079344), which provides a developed and evenly distributed contact surface of the gas and liquid phases and, as a result, acceleration of saturation of hydrocarbon feedstocks hydrogen.
Процесс гидрогенизационной обработки нефтяного сырья, насыщенного водородом, можно проводить в каталитических реакторах любого типа. Однако следует отдать предпочтение каталитическому реактору радиально-спирального типа (патент RU №2371243), обеспечивающему равномерное распределение реакционной среды по всему объему зернистого слоя катализатора, поддержание заданной температуры в катализаторном слое путем отвода тепла реакции теплоносителем через теплопередающие стенки.The hydrogenation treatment of petroleum saturated with hydrogen can be carried out in any type of catalytic reactor. However, preference should be given to a radial-spiral type catalytic reactor (patent RU No. 2371243), which ensures uniform distribution of the reaction medium throughout the volume of the granular catalyst layer, maintaining a predetermined temperature in the catalyst layer by removing the reaction heat through the heat transfer walls.
Сырьем для гидрогенизационной обработки может быть нефтяное сырье, в том числе тяжелая нефть и нефтяные остатки, а также легкие нефтяные фракции. Содержание серы в таком сырье может составлять до 6% масс., а содержание азота - до 1,0% масс. Требуемая глубина переработки нефтяного сырья в легкие фракции высокого качества с минимальным содержанием серы и азота достигается путем многократного повторения стадий насыщения нефтяного сырья водородом и гидрогенизационной обработки насыщенного водородом нефтяного сырья. Процесс многократного повторения стадий насыщения нефтяного сырья водородом и гидрогенизационной обработки насыщенного водородом нефтяного сырья осуществляется или рециркуляцией части гидрогенизационного продукта с добавлением свежего нефтяного сырья через указанные стадии или многократным повторением стадий до получения требуемой глубины переработки сырья с получением продукта с минимальным содержанием серы и азота.Hydrogenation processing feedstocks can be petroleum feedstocks, including heavy oil and oil residues, as well as light oil fractions. The sulfur content in such raw materials can be up to 6% by mass., And the nitrogen content - up to 1.0% by mass. The required depth of processing crude oil into light fractions of high quality with a minimum sulfur and nitrogen content is achieved by repeating the stages of saturation of the crude oil with hydrogen and hydrogenation treatment of hydrogenated crude oil. The process of repeatedly repeating the stages of saturation of petroleum feedstock with hydrogen and the hydrogenation treatment of hydrogenated petroleum feedstock is carried out either by recirculating part of the hydrogenation product with the addition of fresh petroleum feedstock through these steps or by repeating the steps until the desired processing depth is obtained to obtain a product with a minimum sulfur and nitrogen content.
Сокращение потребления водорода за счет уменьшения его потерь достигается благодаря тому, что при насыщении водородом нефтяного сырья в массообменном аппарате исключается его разбавление газами после гидроочистки, и, как следствие, исключаются необходимость в сдувке для поддержания концентрации водорода в циркуляционном газе, приводящей к потерям водорода. Кроме того, исключаются потери водорода на стадии гидрокрекинга, так как исключается подача в реактор гидрокрекинга газообразного водорода, часть которого разбавляется в реакторе углеводородными газами, получаемыми в процессе гидрокрекинга, и выводится из реактора с продуктом.The reduction in hydrogen consumption by reducing its losses is achieved due to the fact that when saturated with hydrogen, oil feedstock in the mass transfer apparatus eliminates its dilution by gases after hydrotreating, and, as a result, the need for purging to maintain the concentration of hydrogen in the circulating gas, leading to hydrogen losses, is eliminated. In addition, hydrogen losses at the hydrocracking stage are excluded, since the supply of hydrogen gas to the hydrocracking reactor is excluded, part of which is diluted in the reactor with the hydrocarbon gases produced in the hydrocracking process and removed from the reactor with the product.
Равномерное распределение водорода в нефтяном сырье по всему объему зернистого слоя катализатора достигается за счет предварительного равномерного насыщения нефтяного сырья водородом в массообменном аппарате, а равномерное распределение насыщенного водородом нефтяного сырья по всему объему катализатора, достигается за счет использования каталитического реактора по патенту RU №2371243, в котором полости, загруженные катализатором, чередуются с полостями, в которые подается теплоноситель. Условия распределения нефтяного сырья, насыщенного водородом, по полостям реактора, загруженным катализатором, одинаковые, что приводит к одинаковому количеству сырья, поступающему в каждую полость. При этом исключен переток сырья из полости в полость. Это обеспечивает равномерное распределение сырья по всему объему катализатора. Чередование полостей, загруженных катализатором и теплоносителем, обеспечивает поддержание в зернистом слое катализатора каждой полости оптимальный температурный режим за счет отвода тепла через теплопередающую стенку теплоносителю, исключая локальные зоны перегрева катализатора, отложение на его поверхности кокса, и, как следствие, увеличение срока его службы.A uniform distribution of hydrogen in petroleum feedstock over the entire volume of the granular catalyst layer is achieved by pre-uniformly saturating the petroleum feedstock with hydrogen in the mass transfer apparatus, and a uniform distribution of hydrogenated petroleum feedstock over the entire catalyst volume is achieved through the use of the catalytic reactor according to patent RU No. 2371243, wherein the cavities loaded with the catalyst alternate with the cavities into which the coolant is supplied. The conditions for the distribution of petroleum feedstocks saturated with hydrogen over the cavities of the reactor loaded with the catalyst are the same, which leads to the same amount of feedstock entering each cavity. In this case, the flow of raw materials from cavity to cavity is excluded. This ensures a uniform distribution of raw materials throughout the volume of the catalyst. The alternation of the cavities loaded with the catalyst and the coolant ensures that the optimum temperature regime is maintained in the granular catalyst layer of each cavity due to heat removal through the heat transfer wall to the coolant, excluding local zones of catalyst overheating, deposition of coke on its surface, and, as a result, increasing its service life.
Увеличение объемной скорости подачи нефтяного сырья при гидрогенизационной обработке достигается исключением лимитирующей стадии растворения водорода в нефтяном сырье непосредственно в каталитическом реакторе, так как процесс растворения водорода в нефтяном сырье проводят отдельно в массообменном аппарате. Благодаря этому, время контакта катализатора и нефтяного сырья, насыщенного водородом для проведения процессов гидрогенизационной обработки, сокращается, а объемная скорость увеличивается. Увеличение объемной скорости подачи сырья приводит к уменьшению объема загружаемого катализатора в реактор, и как следствие, позволяет уменьшить массогабаритные характеристики каталитических реакторов.An increase in the volumetric feed rate of petroleum feedstock during hydrogenation treatment is achieved by eliminating the limiting stage of dissolving hydrogen in petroleum feedstock directly in a catalytic reactor, since the process of dissolving hydrogen in petroleum feedstock is carried out separately in a mass transfer apparatus. Due to this, the contact time of the catalyst and petroleum feedstock saturated with hydrogen for carrying out hydrogenation treatment processes is reduced, and the space velocity increases. An increase in the volumetric feed rate leads to a decrease in the volume of the loaded catalyst into the reactor, and as a result, it allows to reduce the overall dimensions of the catalytic reactors.
При снижении давления процесса гидрогенизационной обработки уменьшится количество водорода, растворенного в нефтяном сырье. Это компенсируется многократной циркуляцией нефтяного сырья через стадии насыщения нефтяного сырья водородом и гидрогенизационной обработки. Снижение давления процесса гидрогенизационной обработки сократит потребление энергии на компримирование водорода.By reducing the pressure of the hydrogenation treatment process, the amount of hydrogen dissolved in the crude oil will decrease. This is compensated by the repeated circulation of the crude oil through the stages of saturation of the crude oil with hydrogen and hydrogenation treatment. The reduction in pressure of the hydrogenation treatment process will reduce energy consumption for hydrogen compression.
На предлагаемом рисунке схематически показан пример реализации способа гидрогенизационной обработки нефтяного сырья.The proposed figure schematically shows an example of the implementation of the method of hydrogenation treatment of oil raw materials.
Свежий водород подают по линии 1, смешивают с поступающим по линии 5 потоком циркуляционного водорода, отходящего из массообменного аппарата 4 со стадии насыщения, и направляют на циркуляционный компрессор 2. По линии 3 сжатый до давления 4,0 МПа водород подают в массообменный аппарат 4 на стадию насыщения нефтяного сырья водородом.Fresh hydrogen is fed through line 1, mixed with the circulating hydrogen flow coming from line 5, leaving the mass transfer apparatus 4 from the saturation stage, and sent to the circulation compressor 2. Hydrogen, compressed to a pressure of 4.0 MPa, is fed through line 3 to the mass transfer apparatus 4 on stage of saturation of crude oil with hydrogen.
Нефтяное сырье, подлежащее гидроочистке, по линии 6 подают в массообменный аппарат 4, где при температуре 320°C и давлении 4,0 МПа происходит насыщение его водородом. Насыщенное водородом нефтяное сырье насосом 7 по линии 8 направляют в каталитический реактор гидроочистки 9, в котором происходит гидрирование соединений серы и азота при 380°C и давлении 4,0 МПа. При необходимости поддержание заданной температуры в зоне реакции осуществляется отводом тепла от катализаторного слоя через теплопередающие стенки теплоносителем, который подают в полости теплоносителя по линии 11 и выводят по линии 12. После реактора гидроочистки 9 обработанное сырье по линии 10 направляют в блок разделения газовой и жидкой фаз 13. Газовую фазу, содержащую сероводород и аммиак, по линии 15 подают на утилизацию. Жидкую фазу по линии 14 подводят к насосу 16 и направляют или потребителю по линии 19, или на рециркуляцию по линии 17 для достижения требуемой глубины очистки от соединений серы и азота. В случае проведения рециркуляции в зависимости от достигнутой степени гидроочистки и дальнейшего назначения гидроочищенного продукта часть очищенного от серы и азота нефтяного сырья по линии 19 направляют потребителю или по линии 18 на стадию насыщения сырья водородом, а затем на стадию гидрокрекинга в каталитический реактор гидрокрекинга 28.The crude oil to be hydrotreated is fed through line 6 to mass transfer apparatus 4, where it is saturated with hydrogen at a temperature of 320 ° C and a pressure of 4.0 MPa. Hydrogen-saturated petroleum feedstock is pumped via line 7 to a hydrotreating catalytic reactor 9, in which hydrogenation of sulfur and nitrogen compounds occurs at 380 ° C and a pressure of 4.0 MPa. If necessary, maintaining the desired temperature in the reaction zone is carried out by removing heat from the catalyst layer through heat transfer walls with a coolant, which is supplied to the coolant cavity through line 11 and output via line 12. After the hydrotreatment reactor 9, the processed raw materials are sent through
По линии 20 подают свежий водород, смешивают его с поступающим по линии 24 потоком циркуляционного водорода, отходящего из массообменного аппарата 23 со стадии насыщения нефтяного сырья водородом, и направляют на циркуляционный компрессор 21. По линии 22 водород под давлением 12,0 МПа подают в массообменный аппарат 23 на стадию насыщения нефтяного сырья водородом.
Нефтяное сырье, не требующее гидроочистки, по линии 25 подают в массообменный аппарат 23, где происходит его насыщение водородом.Petroleum feedstock that does not require hydrotreating is fed through
Из массообменного аппарата 23 насосом 26 по линии 27 насыщенное водородом нефтяное сырье подается в каталитический реактор гидрокрекинга 28. Поддержание заданной температуры в зоне реакции осуществляется отводом тепла от катализаторного слоя через теплопередающие стенки теплоносителем, который подается в полости теплоносителя по линии 30 и выводится по линии 31. После каталитического реактора 28 продукты гидрокрекинга по линии 29 поступают в блок разделения газовой и жидкой фаз 32. Газовая фаза, содержащая углеводородные газы, по линии 33 направляется на утилизацию. После выделения из жидкой фазы легких фракций высококипящие фракции по линии 34 подводят к насосу 35 и направляют либо на рециркуляцию по линии 36 в массообменный аппарат 23 для насыщения водородом и далее в реактор гидрокрекинга 28 для достижения требуемой глубины переработки нефтяного сырья, либо по линии 37 потребителю для дальнейшего использования.From the
Преимуществами данного способа являются:The advantages of this method are:
- возможность достижения требуемой глубины переработки нефтяного сырья в легкие фракции высокого качества с минимальным содержанием серы и азота,- the ability to achieve the required depth of processing of crude oil into light fractions of high quality with a minimum content of sulfur and nitrogen,
- возможность сокращения потребления водорода за счет уменьшения его потерь, а также исключения необходимости дополнительной подачи газообразного водорода в реакционную зону, в том числе в качестве теплоносителя - холодного байпаса,- the possibility of reducing hydrogen consumption by reducing its losses, as well as eliminating the need for additional supply of hydrogen gas to the reaction zone, including as a coolant - cold bypass,
- возможность увеличения объемной скорости подачи нефтяного сырья при гидрогенизационной обработке и, как следствие, уменьшения массогабаритных характеристик каталитических реакторов,- the possibility of increasing the volumetric feed rate of petroleum feedstock during hydrogenation treatment and, as a result, reducing the weight and size characteristics of catalytic reactors,
- возможность снижения давления процесса гидрогенизационной обработки нефтяного сырья и, как следствие, сокращения потребления энергии на компримирование водорода.- the ability to reduce the pressure of the process of hydrogenation processing of crude oil and, as a result, reduce energy consumption for hydrogen compression.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116762/04A RU2593262C1 (en) | 2015-05-05 | 2015-05-05 | Method for hydrogenation treatment of oil stock |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116762/04A RU2593262C1 (en) | 2015-05-05 | 2015-05-05 | Method for hydrogenation treatment of oil stock |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2593262C1 true RU2593262C1 (en) | 2016-08-10 |
Family
ID=56612993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015116762/04A RU2593262C1 (en) | 2015-05-05 | 2015-05-05 | Method for hydrogenation treatment of oil stock |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2593262C1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3714028A (en) * | 1970-11-23 | 1973-01-30 | Universal Oil Prod Co | High temperature, high pressure hydrocarbon conversion process |
| US5133941A (en) * | 1988-08-19 | 1992-07-28 | Phillips Petroleum Company | Apparatus for hydrogenating hydrocarbons |
| RU2405024C2 (en) * | 2006-07-27 | 2010-11-27 | Юоп Ллк | Hydrocracking method |
-
2015
- 2015-05-05 RU RU2015116762/04A patent/RU2593262C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3714028A (en) * | 1970-11-23 | 1973-01-30 | Universal Oil Prod Co | High temperature, high pressure hydrocarbon conversion process |
| US5133941A (en) * | 1988-08-19 | 1992-07-28 | Phillips Petroleum Company | Apparatus for hydrogenating hydrocarbons |
| RU2405024C2 (en) * | 2006-07-27 | 2010-11-27 | Юоп Ллк | Hydrocracking method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10010839B2 (en) | Process to upgrade highly waxy crude oil by hot pressurized water | |
| US8394260B2 (en) | Petroleum upgrading process | |
| CN104560132B (en) | A kind of Continuous Liquid Phase wax oil hydrogenation processing method | |
| KR100983817B1 (en) | Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation | |
| JP6141283B2 (en) | Method for increasing the catalyst concentration in a hydrocracker of heavy oil and / or coal residue | |
| US20090107881A1 (en) | Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker | |
| KR20220106135A (en) | How to treat plastic pyrolysis oil in terms of use in steam cracking units | |
| EA001973B1 (en) | Two-phase hydroprocessing method | |
| JP2017052951A (en) | Ebullated-bed process for feedstock containing dissolved hydrogen | |
| RU2545181C2 (en) | Hydrocarbon oil hydrotreating method | |
| US9574141B2 (en) | Wet start-up method for hydrogenation unit, energy-saving hydrogenation process and hydrogenation apparatus | |
| US11208600B2 (en) | Mixed phase two-stage hydrotreating processes for enhanced desulfurization of distillates | |
| RU2593262C1 (en) | Method for hydrogenation treatment of oil stock | |
| CN109777495B (en) | Refinery gas combined processing method | |
| CN114437809B (en) | Liquid phase hydrogenation device and liquid phase hydrogenation method | |
| CN103275758B (en) | Heavy oil full-fraction hydrotreatment method and system thereof | |
| US11873463B2 (en) | Method and system for re-refining and upgrading used oil | |
| CN113214863A (en) | Distillate oil supercritical/subcritical fluid enhanced hydrogenation method | |
| CN112877090A (en) | Coal direct liquefaction circulating solvent and preparation method and system thereof | |
| CN113214862A (en) | Heavy oil supercritical/subcritical fluid enhanced hydrogenation method | |
| CN109777488B (en) | Refinery gas combined processing technology | |
| US10604708B2 (en) | Process intensification in hydroprocessing | |
| CN104232154B (en) | A kind of distillate hydrogenation method for modifying | |
| TW201710484A (en) | Optimisation of the use of hydrogen for hydrotreatment of hydrocarbon feedstocks | |
| CN112831346A (en) | Full-fraction method and system for medium-low temperature coal tar |