RU2640419C2 - Гидрообработка продуктов термического крекинга - Google Patents

Гидрообработка продуктов термического крекинга Download PDF

Info

Publication number
RU2640419C2
RU2640419C2 RU2015143892A RU2015143892A RU2640419C2 RU 2640419 C2 RU2640419 C2 RU 2640419C2 RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A RU 2640419 C2 RU2640419 C2 RU 2640419C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas oil
reaction system
hydrocracking reaction
oil stream
hydrocarbons
Prior art date
Application number
RU2015143892A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015143892A (ru
Inventor
Арун АРОРА
Уджал К. Мукерджи
Вай Сеунг ЛОУИ
Марвин И. ГРИН
Original Assignee
Ламмус Текнолоджи Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ламмус Текнолоджи Инк. filed Critical Ламмус Текнолоджи Инк.
Publication of RU2015143892A publication Critical patent/RU2015143892A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2640419C2 publication Critical patent/RU2640419C2/ru

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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/06—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for spark ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/36—Controlling or regulating
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к принципиальным схемам технологического процесса обработки газойлей и в особенности химически активных газойлей, полученных термическим крекингом нефтяных остатков, с использованием принципа разделения потоков. Способ облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов включает деление первого потока газойля на первую и вторую части; смешивание второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля; контактирование смешанного потока газойля и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды; извлечение эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга, содержащего не превращенные углеводороды и дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды; контактирование водорода и фракции, содержащей не превращенные углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части не превращенных углеводородов в дистиллятные углеводороды; подачу эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга; подачу потока, состоящего из второй части первого потока газойля в третью реакционную систему гидрокрекинга; контактирование потока, состоящего из водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакционной системе гидрокрекинга для превращения но меньшей мере части углеводородов во второй части в дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга для извлечения двух или более фракций углеводородов, причем первый поток газойля отличается от второго потока газойля. Раскрытый принцип разделения потоков позволяет оптимизировать интенсивности реакций в реакторах гидрокрекинга. Тем самым используя преимущества отличия реакционных способностей газойлей - продуктов термического крекинга, против некрекированных газойлей. Преимущество выражается в снижении стоимости оборудования для получения базовых масел, дизтоплива, керосина, бензиновых топлив при повышении степени конверсии и долгой жизни катализатора. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится в целом к обработке газойлей и, в частности, химически активных газойлей, полученных термическим крекингом нефтяных остатков, с использованием принципа разделения потоков.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Установки гидрокрекинга всегда производили экологически благоприятные продукты, даже до усиления экологических норм на продукцию. Ни один другой процесс не может превратить малоценное сырье с высокой долей ароматической составляющей, с высоким содержанием серы и азота в полноценный ряд требуемых продуктов: СНГ (сжиженный нефтяной газ), высококачественное дизельное топливо, богатое водородом сырье для установок каталитического крекинга, и сырье для этиленового крекинга, и/или сырьё для установок масляного профиля.
Современный процесс гидрокрекинга был коммерциализирован в ранних 1960-х, эти ранние установки превращали лёгкое сырьё (из атмосферных колонн первичной перегонки сырой нефти) в высокоценные, высоколиквидные бензины. В дополнение, большой объем установок гидрокрекинга увеличивает (на более чем 20%) дополнительный выход перегонки на НПЗ. Под влиянием этих факторов, мощности установок гидрокрекинга с годами неуклонно наращивались.
Усиление экологических требований к бензину и дизельному топливу сделали гидрокрекинг самым важным процессом, что привело ко всё большему его распространению в мире. Наиболее современные установки гидрокрекинга массового производства были разработаны для получения максимального выхода средних дистиллятов из сырья повышенной сложности, такого, как легкий рецикловый газойль с установок каталитического крекинга, тяжелые вакуумные газойли и тяжелые газойли коксования. Большинство современных установок гидрокрекинга, как и их предшественники, производят высокоценные экологически безопасные дистилляты, включая большие объемы ультранизкосернистого дизельного топлива (УНСД), даже гораздо более требовательного к сырью. Так, производительность установок гидрокрекинга первого поколения была порядка 10000 баррелей (1590 м3) в день, тогда как производительность современных установок превышает 100000 баррелей (15900 м3) в день.
Растущие требования к средним дистиллятам, убывание рынка высокосернистого жидкого топлива и всё более ужесточающиеся экологические нормы, ставят НПЗ, особенно те, кто имеет низкий коэффициент Нельсона, под огромное давление на рентабельность и даже принуждают многие закрываться. Этот последний тренд привел к массовым проектам переориентации технологий на перегонку. Очень редкие НПЗ, если они вообще есть, сфокусировали свою стратегию конверсии на технологии каталитического флюид-крекинга, и многие установки каталитического флюид-крекинга (FCC) работают в несерьёзном режиме перегонки или, по случаю, переведены под производство пропилена. Гидрокрекинг предлагает больше гибкости в переработке выгодных сортов сырой нефти при производстве чистых видов топлива премиум класса, что увеличивает маржу НПЗ.
Некоторые НПЗ пытались разрешить сложности, возникающие при работе с тяжелым сырьем, построив две отдельных установки гидрокрекинга, одну для масел, и одну для топлив. Иное найденное решение состоит просто в том, что гидрообработке подвергают термокрекинговый газойль, и затем используют гидрообработанный газойль в качестве сырья для установки каталитического флюид-крекинга, монтируют гидрокрекинговую установку глубокой конверсии, и берут большую часть гидрокрекингового остатка для производства смазочных масел. Другие предлагают подвергнуть остатки сырья деасфальтизации растворителем и перерабатывать только деасфальтизировнную нефть на установке гидрокрекинга кубовых остатков (RHU), например, в кипящем слое с циркуляцией катализатора по реакционному объёму. Также, другие перерабатывают непревращенные вакуумные остатки с установки гидрокрекинга кубовых остатков на установке деасфальтизации растворителем (SDA) и возвращать деасфальтизат (DAO) в голову установки RHU или дальнейшую переработку DAO на установке гидрообработки в стационарном слое для получения низкосернистого тяжелого нефтяного топлива или сырья для установки FCC.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
С одной стороны, изобретение относится к способам превращения газойлей в дистиллятные углеводороды. Способ может включать: разделение первого потока газойля на первую и вторую части; смешивание второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для получения смешанного потока газойля; контактирование смешанного потока газойля с водородом с первым катализатором гидроконверсии в первой реакционной системе (реакторе) гидрокрекинга с целью превращения по меньшей мере части углеводородов из смешанного потока газойля в дистиллятные углеводороды; извлечение выходящего продукта (эффлюента) из первой реакционной системы гидрокрекинга, включающего в себя не превращённые углеводороды и дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды; контактирование водорода и фракции, содержащей не превращённые углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакционной системе (реакторе) гидрокрекинга с целью превращения по меньшей мере части углеводородов из смешанного потока газойля в дистиллятные углеводороды; подачу эффлюента из второго реактора на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с первого реактора; контактирование водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакционной системе (реакторе) гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части углеводородов из второй части в дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из третьего реактора для извлечения двух или более фракций углеводородов.
С другой стороны, изобретение относится к системам облагораживания (обогащения) газойлей до дистиллятных углеводородов. Система может включать: систему управления потоками для деления первого потока газойля на первую и вторую части; перемешивающее устройство для смешивания второго потока газойля с первой частью первого потока газойля с целью формирования смешанного потока газойля; первую реакционную систему гидрокрекинга (реактор) для контакта смешанного потока газойля с водородом на первом катализаторе гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов из смешанного потока газойля в дистиллятные углеводороды; систему сепарации эффлюента из первого реактора на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды, вторую реакционную систему гидрокрекинга для контакта непрореагировавшего потока газойля с водородом со вторым катализатором гидроконверсии с целью превращения по меньшей мере части углеводородов из смешанного потока газойля в дистиллятные углеводороды; линию подачи жидкости – эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга во фракционирующую систему для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга; третью реакционную систему гидрокрекинга (реактор) для контакта водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов из второй части в дистиллятные углеводороды; и систему сепарации для фракционирования эффлюента для извлечения двух или более фракций углеводородов.
Другие аспекты и преимущества станут ясны из нижеследующего описания и пунктов формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг. 1 представлена принципиальная схема технологического процесса гидрообработки газойлей согласно настоящему изобретению
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
С одной стороны, вариант настоящего изобретения относится к способам переработки газойлей, в частности химически активных газойлей, полученных термическим крекингом нефтяных остатков, с использованием принципа разделения потоков.
Согласно настоящему изобретению «конверсия» означает гидрокрекинг углеводородных продуктов, кипящих при температуре выше температуры около 343°С (650F) в углеводородные продукты, кипящие при температуре ниже, чем около 343°С (650F), обе температуры определяют методом ASTM D 1160 или эквиватентным.
Согласно настоящему изобретению, “интенсивность реакции” означает отношение произведения средней температуры катализатора в градусах Фаренгейта для катализаторов, загружаемых в реакторы системы гидрокрекинга, на среднее парциальное давление водорода в Бар абс. (Барах абсолютного давления) в названных реакторах к часовой объёмной скорости жидкости в названных реакторах гидрокрекинга.
Согласно настоящему изобретению, “первый поток газойля” относится к газойлям, извлеченным или полученным из одного или более источников, таких как сырые нефти, сланцевые нефти, битуминозные песчаники, нефти, полученные из угля, талловые масла, тяжелые нефтяные остатки (мазуты), и бионефти, имеющие начальную точку кипения при атмосферном давлении около 343-360°С (650-680F), определяемую методом ASTM D1160 или эквивалентным.
Согласно настоящему изобретению, “второй поток газойля” относится к газойлям, полученным при термо- или каталитическом крекинге тяжелых нефтей, имеющим начальную точку кипения при атмосферном давлении около 343-360°С (650-680F), определяемую методом ASTM D1160 или эквивалентным. В некоторых вариантах осуществления изобретения второй поток газойля включает газойли, полученные как минимум одним из источников, таких как замедленное коксование, коксование в текучей среде, лёгкий крекинг, паровой крекинг и флюид-каталитический крекинг.
Способы облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов, согласно настоящему изобретению могут включать разделение первого потока газойля на первую и вторую части. Второй поток газойля может быть смешан с первой частью первого потока, чтобы сформировать смешанный или комбинированный поток газойля.
Первый и второй потоки газойля могут быть смешаны в заданной пропорции долей газойлей (определяемых здесь как весовое отношение второго потока газойля к первому), чтобы влиять на процесс гидроконверсии, используя преимущества различных реакционных способностей первого и второго потоков газойля. В некоторых вариантах изобретения второй поток газойля смешивают в первым в соотношении не менее 0.10 кг упомянутого второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0.90 кг упомянутого второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока. В других вариантах второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0.65 кг упомянутого второго потока на 1 кг первого потока, но не более, чем 0.90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля. Еще в других вариантах настоящего изобретения второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении от 0.8 кг второго потока на 1 кг первого потока, но не более, чем около 0.90 кг газойля второго потока на 1 кг газойля первого потока.
Смешанный поток газойлей и водорода может вступать в контакт с первым катализатором гидроконверсии в первой реакционной системе гидрокрекинга, чтобы преобразовать по меньшей мере часть смешанного потока газойлей в дистиллятные углеводороды. Эффлюент, полученный в первой реакционной системе гидрокрекинга, может включать не превращённые углеводороды и дистиллятные углеводороды. Эффлюент из первой реакционной системы гидрокрекинга может быть фракционирован на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды.
Водород и фракция, содержащая не превращённые углеводороды может контактировать со вторым катализатором гидроконверсии второй реакционной системе гидрокрекинга, чтобы преобразовать по меньшей мере часть смешанного потока газойлей в дистиллятные углеводороды. Эффлюент из второй реакционной системы гидрокрекинга может быть отправлен на вход фракционирующей ступени для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга.
Водород и вторая часть первого потока газойля может вступить в контакт с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакционной системе гидрокрекинга, чтобы преобразовать по меньшей мере часть потока газойлей из второго потока в дистиллятные углеводороды. Эффлюент из третьей реакционной системы может быть фракционирован на две или более углеводородные фракции.
Совместная сепарация или фракционирование эффлюентов из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга может включать сначала подачу эффлюентов из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга в парожидкостный сепаратор для разделения паровой и жидкой фракций. Жидкая фракция может быть разделена в одной или более ректификационной колонне на одну или более углеводородную фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды. В некоторых вариантах жидкая фракция может быть разделена на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
Сепарация или фракционирование эффлюентов из третьей реакционной системы гидрокрекинга также может включать сначала подачу эффлюентов в парожидкостный сепаратор для разделения паровой и жидкой фракций. Жидкая фракция может быть затем разделена в одной или более ректификационной колонне на одну или более углеводородную фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды. В некоторых вариантах жидкая фракция может быть разделена на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
В некоторых вариантах, эффлюент из третьей реакционной системы гидрокрекинга может быть подан в общую сепарационную систему для обработки совместно с первым и вторым эффлюентами.
В некоторых вариантах эффлюент с установки гидроочистки дизтоплива может также быть подан в сепарационную систему, обрабатывающую эффлюент из третьей реакционной системы гидрокрекинга. Там, где производят совместную обработку эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива, вариант осуществления, раскрытый здесь, может включать ступени гидрообработки углеводородного сырья в установке гидроочистки дизтоплива, получение эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива, и подачи эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с третьей системы гидрокрекинга.
Газовые фракции, полученные в парожидкостных сепараторах могут содержать непрореагировавший водород. По меньшей мере часть паровой фракции рециркулирует в некоторых вариантах настоящего изобретения в одну или более систему гидрокрекинга из числа первой, второй, третьей реакционных систем гидрокрекинга и системы гидроочистки дистиллятов.
В некоторых вариантах по меньшей мере часть базового масла, полученного из эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга, может быть подана во вторую реакционную систему гидрокрекинга. Дополнительная гибкость технологии, сообщаемая трубопроводами, обеспечивающими данную опцию, может позволить приспосабливать систему к сезонным требованиям к топливу и/или базовым маслам и смазочным маслам по потребности.
Первая реакционная система гидрокрекинга может быть настроена на работу в режиме, когда достигают по меньшей мере 30% конверсии в некоторых вариантах, по меньшей мере 40% конверсии в других вариантах и, по меньшей мере 50% конверсии в иных вариантах.
Вторая реакционная система гидрокрекинга может быть настроена на работу в режиме, когда достигают по меньшей мере 45% конверсии в некоторых вариантах, по меньшей мере 55% конверсии в других вариантах и, по меньшей мере 70% конверсии в иных вариантах.
Третья реакционная система гидрокрекинга может быть настроена на работу в режиме, когда достигают по меньшей мере 50% конверсии в некоторых вариантах, по меньшей мере 60% конверсии в других вариантах и, по меньшей мере 70% конверсии в иных вариантах.
Интенсивность реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга может быть по меньшей мере около 35000 °F-Bara-Hr, но не более чем около 225000 °F-Bara-Hr. Интенсивность реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга может быть по меньшей мере около 25000 °F-Bara-Hr, но не более чем около 110000 °F-Bara-Hr. Интенсивность реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга может быть по меньшей мере 50000 °F-Bara-Hr, но не более чем около 235000 °F-Bara-Hr
Варианты, раскрытые в настоящем изобретении, также относятся к системам облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов. Система может включать систему управления потоками для деления первого потока газойля на первую и вторую части. Затем может быть использовано перемешивающее устройство для смешивания второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля. Перемешивающие устройства, используемые в вариантах настоящего изобретения, могут включать Т-образные мешалки, сосуды, имеющие перемешивающий механизм (ажитаторы), насосы, циклы циркуляционного орошения и иные перемешивающие устройства, известные из уровня техники.
Так, первая реакционная система гидрокрекинга может быть использована для контакта смешанного потока газойля и водорода с первым катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в углеводородный дистиллят. Сепарационную систему используют для фракционирования эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более фракций, включающих фракцию, содержащую не превращённые углеводороды.
Вторая реакционная система гидрокрекинга может быть использована для контакта водорода и фракции, содержащей не превращённые углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии с целью превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в углеводородный дистиллят. Система может также включать трубопроводную линию для подачи эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга во фракционирующую систему для совместного разделения на фракции с эффлюентом с первой реакционной системы гидрокрекинга;
Третья реакционная система гидрокрекинга может быть использована для контакта водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов второго потока газойля в углеводородный дистиллят. Эффлюент, полученный в третьей реакционной системе гидрокрекинга, может затем быть направлен в сепарационную систему для фракционирования эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга на две или более углеводородных фракций.
Системы, согласно вариантам настоящего изобретения, могут также включать по меньшей мере одну из перечисленных систем: замедленного коксования, коксования в текучей среде, лёгкого крекинга, парового крекинга и флюид-каталитического крекинга, используемых для получения второго потока газойля.
Система управления потоками настроена в некоторых вариантах на смешивание второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0.10 кг названного второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0.90 кг названного второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока. В других вариантах система управления потоками настроена на смешивание второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0.65 кг названного второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0.90 кг названного второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока. В иных вариантах система управления потоками настроена на смешивание второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0.8 кг названного второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0.90 кг названного второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока.
Система сепарации для фракционирования эффлюента с первой и второй реакционных систем гидрокрекинга может включать: парожидкостный сепаратор для разделения первой и второй реакционных систем гидрокрекинга на паровую фракцию и жидкую фракцию, и систему фракционирования для разделения жидкой фракции на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращённые углеводороды. Одна или более трубопроводных линий могут быть использованы для возврата по меньшей мере части паровой фракции в одну из реакционных систем гидрокрекинга из числа: первой, второй, третьей реакционных систем гидрокрекинга и системы гидрообработки дистиллятов.
В некоторых вариантах сепарационная система для фракционирования эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга совмещена с сепарационной системой для разделения эффлюентов с первой и второй реакционных систем гидрокрекинга.
Системы для обработки газойлей согласно вариантам изобретения могут также включать установку гидроочистки дизтоплива для гидрообработки углеводородного сырья и питающий трубопровод подачи эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива в систему сепарации на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с третьей реакционной системы гидрокрекинга.
Сепарационная система для фракционирования эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга может быть настроена на разделение эффлюента на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла. Трубопровод может обеспечивать подачу по меньшей мере части фракции базового масла во вторую реакционную систему гидрокрекинга.
Система может включать операционную систему, настроенную на: работу в режиме, когда в первой реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 30% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 40% конверсии и в лучшем случае по меньшей мере 50% конверсии; во второй реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 45% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 55% конверсии и в лучшем случае по меньшей мере 70% конверсии; и в третьей реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 50% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 60% конверсии и в лучшем случае по меньшей мере 70% конверсии. Операционная система может быть также настроена на обеспечение: интенсивности реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 35000 °F-Bara-Hr, но не более, чем около 225000 °F-Bara-Hr, интенсивности реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 25000 °F-Bara-Hr, но не более чем около 110000 °F-Bara-Hr, и интенсивности реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 50000 °F-Bara-Hr, но не более чем около 235000 °F-Bara-Hr.
На Фиг.1 показана упрощенная принципиальная схема технологического процесса облагораживания газойлей согласно настоящему изобретению. Первый поток газойля 10 и второй поток газойля 12 подают на питание системы. Часть 14 первого потока газойля 10 может быть смешана со вторым потоком газойля 12 в установленной пропорции, с образованием смешанного потока газойля 16.
Смешанный поток газойля 16 и водорода 18 (который может содержать как свежий или подпиточный водород 20, так и рециркуляционный водород 22) могжет входить в контакт с первым катализатором гидроконверсии 24 в первой реакционной системе гидрокрекинга 26 с целью превращения по меньшей мере части углеводородов из смешанного потока газойля в углеводородный дистиллят. Рециркуляционный или свежий водород может также быть подан в промежутки между одним или более слоями катализатора 24 в реакционной системе 26.
Эффлюент 28, полученный из первой реакционной системы гидрокрекинга, может содержать не превращённые углеводороды и дистиллятные углеводороды. Эффлюент 28 из первой реакционной системы гидрокрекинга 26 может затем быть подан в парожидкостный сепаратор 30 для получения паровой фракции 32 и жидкой фракции 34. Жидкая фракция может затем поступить на вход системы фракционирования 36, чтобы разделить жидкую фракцию 34 на фракцию C4- 38, фракцию лёгкой нафты 40, фракцию тяжелой нафты 42, керосиновую фракцию 44, дизельную фракцию 46, и фракцию базового масла 48.
Фракция базового масла 48 и водород (который может включать как свежий или подпиточный водород 50, так и рециркуляционный водород 52) могут контактировать со вторым катализатором гидроконверсии 54 во второй реакционной системе гидрокрекинга 56, чтобы превратить по меньшей мере часть углеводородов базового масла в дистиллятные углеводороды. Рециркуляционный или свежий водород может также быть подан в промежутки между одним или более слоями катализатора 54 в реакционной системе 56.
Эффлюент 58 со второй реакционной системы гидрокрекинга 56 может быть подан в парожидкостный сепаратор 30 и ректификационную колонну 36 для совместного фракционирования с эффлюентом 28 из второй реакционной системы гидрокрекинга 26.
Вторая часть 60 первого потока газойля 10 и водород (который может включать как свежий или подпиточный водород 66, так и рециркуляционный водород 68) могут контактировать с третьим катализатором гидроконверсии 62 в третьей реакционной системе гидрокрекинга 64, чтобы превратить по меньшей мере часть углеводородов второй части 60 в дистиллятные углеводороды. Рециркуляционный или свежий водород может также быть подан в промежутки между одним или более слоями катализатора 62 в реакционной системе 64.
Эффлюент 70, полученный с третьей реакционной системы гидрокрекинга, может включать не превращённые углеводороды и дистиллятные углеводороды. Эффлюент 70 с третьей реакционной системы 64 может затем быть подан в парожидкостный сепаратор 72 для получения паровой фракции 74 и жидкой фракции 76. Жидкая фракция может затем быть подана во фракционирующую систему 78 для разделения жидкой фракции 76 на фракцию C4- 80, фракцию лёгкой нафты 82, фракцию тяжелой нафты 84, керосиновую фракцию 86, дизельную фракцию 88 и фракцию базового масла 90.
В некоторых вариантах подачу углеводородов 92 и водорода (который может включать как минимум свежий или подпиточный водород (не показан), так и рециркуляционный водород 98) обеспечивают в реактор гидрообработки дизтоплива 94 на катализатор гидрообработки 96. Эффлюент 100 из реактора гидрообработки дизтоплива 94 может обрабатываться совместно с эффлюентом 70 с третьей реакционной системы гидрокрекинга 64 в парожидкостным сепараторе 72 и ректификационной колонне 78.
Паровые фракции 74 и 32 могут быть богаты не прореагировавшим водородом. В некоторых вариантах эти паровые фракции могут быть пущены на рециркуляцию в одну или более из реакционных систем 26, 64 и 56, а также в 94 в случае её наличия. На фиг.1 показано, что паровые фракции 32, 74 могут быть совмещены с формированием паровых фракций 110, которые затем можут быть распределены между поточными линиями 22, 52, 68, в зависимости от потребности той или иной питающей линии и промежуточных питающих отверстий.
В некоторых вариантах дается возможность гибкости технологии относительно производства топлива или масел путем подачи части фракции базового масла 90 в поточную линию 112 ко второй реакционной системе гидрокрекинга 56.
Как описано выше, способ, показанный на фиг.1, является двухходовой технологической схемой рециркуляции, которая может быть использована для обработки таких плохо поддающихся продуктов, как тяжелый газойль коксования (HCGO) и тяжелый вакуумный газойль (НАСДАК, HVGO). Способ может быть использован для получения дизельного топлива с морозоустойчивыми реологическими свойствами, наряду с обеспечением гибкости в получении сырья для производства смазочных масел III группы.
Эта технологическая схема может быть полезна, к примеру, для переработки тяжелых вакуумных газойлей (HVGO) из восточно-сибирских и сахалинских сырых нефтей, и тяжелых газойлей коксования (HCGO), для наибольшего выхода дизельного топлива Евро 5 – с опцией в виде производства сырья для получения смазочных масел III группы. Система может быть также дополнена установкой гидроочистки для облагораживания дистиллятов с использованием технологии повторного разделения потоков.
HVGO и HCGO обрабатывают в реакционных системах на первой ступени параллельно, а на второй совместно. Когда установка работает в режиме получения топлив, непрореагировавший остаток гидрокрекинга (UCO) с участка вакуумного газойля (VGO) смешивают с остатком гидрокрекинга UCO с участка тяжелого газойля коксования (HCGO) и подвергают совместному гидрокрекингу на второй стадии до исчерпания процесса. В режиме получения базового масла остаток гидрокрекинга UCO подают на питание установки производства смазочного масла.
Слои катализатора 24, 54, 62 и 96 могут содержать как один и тот же, так и различные катализаторы. Слои катализатора внутри одного реактора могут также содержать один катализатор во всех слоях, смесь катализаторов в единичном слое, либо различные катализаторы в разных слоях. Каталитическая система, используемая на первой ступени реактора гидрокрекинга, обрабатывающего вплоть до 65% тяжелых газойлей коксования HCGO, может включать преимущественно Ni-Mo катализатор гидрокрекинга, дополненный высокоактивными катализаторами селективного получения средних дистиллятов.
Третья ступень реактора гидрокрекинга, обрабатывающего тяжелые газойли коксования HVGO, может быть загружена катализатором селективного гидрокрекинга с получением высокой доли средних дистиллятов. Каталитическая система здесь приспособлена для увеличения индекса вязкости (VI) остатка гидрокрекинга UCO до уровня, при котором, после депарафинизации, могут быть получены базовые масла III группы.
Вторая ступень реакционной системы гидрокрекинга может включать высокоселективный катализатор второй ступени, предназначенный для высокой степени гидрогенизации дистиллятов.
Варианты, раскрытые в настоящем изобретении, прописывают новую, комплексную систему переработки газойлей и, в особенности, химически активных газойлей, полученных термическим крекингом нефтяных остатков, с использованием принципа разделения потоков. В таблице 1 представлено сравнение по интенсивности реакции и типам сырья для каждой из трех реакционных систем гидрокрекинга, используемых в способах, раскрытых в настоящем изобретении.
Первая реакционная система гидрокрекинга Третья реакционная система гидрокрекинга Вторая реакционная система гидрокрекинга
Интенсивность Среднего уровня Наивысшая Наименьшая
Исходное сырье Смесь вакуумного газойля (VGO) и вакуумного газойля после термокрекинга Вакуумный газойль (VGO) Остаток гидрокрекинга (UCO) с первой и третьей реакционных систем гидрокрекинга
В таблице 2 представлено сравнение рабочих диапазонов, установленных для каждой стадии в реакторах, как описано выше для некоторых вариантов настоящего изобретения.
Первая реакционная система гидрокрекинга Третья реакционная система гидрокрекинга Вторая реакционная система гидрокрекинга
Интенсивность Среднего уровня Наивысшая Наименьшая
Минимальные температуры, °С(°F) 376.7 (710) 376.7 (710) 343.3 (650)
Максимальные температуры, °С(°F) 398.9 (750) 404.4 (760) 365.6 (690)
Предпочтительный диапазон температур, °С(°F) 390.6 – 396.1
(735-745)		 387.8 – 393.3
(730-740)		 351.7 – 362.8
(665-685)
Минимальная часовая объемная скорость жидкости 0.5 0.5 1.0
Максимальная часовая объемная скорость жидкости 1.1 0.9 1.5
Предпочтительная часовая объемная скорость жидкости 0.6-0.8 0.5-0.7 1.0-1.4
Максимальное парциальное давление Н2, бар 145 152 152
Минимальное парциальное давление Н2, бар, 105 115 105
Предпочтительное парциальное давление Н2, бар 138 138 138
Min % конверсии 40 60 45
Max % конверсии 50 75 75
Предпочтительный диапазон конверсии, % 40-50 60-70 55-70
Для условий, представленных в таблице 2, диапазоны интенсивности реакции от минимума до максимума представлены в таблице 3.
Интенсивность реакции, (°F-Bara-Hr)
Первая реакционная система гидрокрекинга Третья реакционная система гидрокрекинга Вторая реакционная система гидрокрекинга
Min Max Min Max Min Max
36260 220140 51000 236700 24000 110000
Как описано выше, варианты, раскрытые в настоящем изобретении осуществляются по принципиальной схеме разделения потоков для обработки газойлей. Принципиальная схема разделения потоков дает возможность оптимизации по интенсивностям реакций гидрокрекинга и, следовательно, извлекает преимущество из отличия реакционных способностей газойлей термокрекинга против некрекированных газойлей. В результате снижается стоимость получения как базовых масел, так и дизтоплива, керосина и бензиновых топлив из-за достижения высокой степени конверсии и долгой жизни катализатора.
Предпочтительно, варианты, раскрытые в настоящем изобретении, могут эффективно объединять гидрообработку остатков стационарного слоя с кубовыми остатками. Варианты, раскрытые в настоящем изобретении, позволяют также избежать возведения двух отдельных установок гидрокрекинга, одной - для смазочных масел, и другой - для производства транспортного топлива. Снижение инвестиционной стоимости (общий компрессор рециркуляции, питающий компрессор, и другое оборудование, работающее под давлением) также достижимо.
В то время как описание включает ограниченное число вариантов осуществления, специалистами в данной области техники благодаря этому раскрытию могут быть разработаны другие варианты, которые не выходят за рамки объема настоящего раскрытия. Соответственно, объем должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения

Claims (61)

1. Способ облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов, включающий: деление первого потока газойля на первую и вторую части; смешивание второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля; контактирование смешанного потока газойля и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды; извлечение эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга, содержащего не превращенные углеводороды и дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды; контактирование водорода и фракции, содержащей не превращенные углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части не превращенных углеводородов в дистиллятные углеводороды; подачу эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга;
подачу потока, состоящего из второй части первого потока газойля в третью реакционную систему гидрокрекинга; контактирование потока, состоящего из водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакционной системе гидрокрекинга для превращения но меньшей мере части углеводородов во второй части в дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга для извлечения двух или более фракций углеводородов,
причем первый поток газойля отличается от второго потока газойля.
2. Способ по п.1, в котором первый поток газойля содержит газойли, извлеченные из одного или более источников, таких как сырые нефти, сланцевые нефти, битуминозные песчаники, нефти, полученные из угля, талловые масла, тяжелые нефтяные остатки, и бионефти, имеющие атмосферный эквивалент, начальную точку кипения около 650-680F (343,3 °С – 360 °С), основанную на методе ASTM D1160 или эквивалентном, и причем второй поток газойля содержит газойли, полученные термическим или каталитическим крекингом из тяжелых нефтей, имеющие начальную точку кипения около 650-680F (343,3 °С – 360 °С), основанную на методе ASTM D1160 или эквивалентном.
3. Способ по п.2, в котором второй поток газойля содержит газойли, полученные по меньшей мере из одного из источников, таких как продукты замедленного коксования, коксования в текучей среде, легкий крекинг, паровой крекинг и флюид-каталитический крекинг.
4. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,10 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
5. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,65 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
6. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее 0,8 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем около 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
7. Способ по п.1, в котором фракционирование эффлюентов из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга включает:
подачу эффлюентов из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга в парожидкостной сепаратор для разделения паровой и жидкой фракций;
фракционирование жидкой фракции на одну или более углеводородную фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды.
8. Способ по п.7, в котором по меньшей мере часть паровой фракции рециркулируют в одну или более систему из первой реакционной системы гидрокрекинга, второй реакционной системы гидрокрекинга, третьей реакционной системы гидрокрекинга и системы гидроочистки дистиллятов.
9. Способ по п.1, в котором эффлюент из третьей реакционной системы гидрокрекинга фракционируют в общей фракционирующей системе с эффлюентами из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга.
10. Способ по п.1, дополнительно включающий:
гидрообработку углеводородного сырья на установке гидроочистки дизтоплива;
извлечение эффлюента из установки гидроочистки дизтоплива;
подачу эффлюента из установки гидроочистки дизтоплива в ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом из третьей реакционной системы гидрокрекинга.
11. Способ по п.1, в котором фракционирование эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга включает разделение эффлюента на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
12. Способ по п.11, дополнительно включающий подачу по меньшей мере части фракции базового масла во вторую реакционную систему гидрокрекинга.
13. Способ по п.1, дополнительно включающий:
приведение в действие первой реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 30% конверсии;
приведение в действие второй реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 45% конверсии; и
приведение в действие третьей реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 50% конверсии,
причем под конверсией подразумевают гидрокрекинг углеводородного сырья, кипящего выше температуры 650F(343,3 °С) в углеводороды, кипящие при температуре ниже 650F(343,3 °С), обе температуры определяются методом ASTM D1160 или эквивалентным дистилляционным методом.
14. Способ по п.13, в котором интенсивность реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 35000°F-Bara-Hr (1865 С°-MПа-ч), но не более чем около 225000°F-Bara-Hr(12015 С°-MПа-ч); интенсивность реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 25000°F-Bara-Hr(1330 С°-MПа-ч), но не более чем около 110000°F-Bara-Hr(5875 С°-MПа-ч); интенсивность реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 50000°F-Bara-Hr(2665 С°-MПа-ч), но не более чем около 235000°F-Bara-Hr(12550 С°-MПа-ч); причем интенсивность реакции определяют как отношение произведения средней температуры катализатора, загруженного в реакторы гидрокрекинга реакционной системы гидрокрекинга в градусах по Фаренгейту и среднего парциального давления водорода в этих реакторах гидрокрекинга в абсолютных барах деленное на часовую объемную скорость жидкости в указанных реакторах гидрокрекинга.
15. Система для облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов способом по любому из пп. 1-14 и 28-30, включающая: систему управления потоками для деления первого потока газойля на первую и вторую части; перемешивающее устройство для смешивания второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля;
первую реакционную систему гидрокрекинга для контакта смешанного потока газойля и водорода с первым катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды;
систему сепарации для фракционирования эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды;
вторую реакционную систему гидрокрекинга для контакта водорода и фракции, содержащей не превращенные углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части не превращенных углеводородов в дистиллятные углеводороды;
линию подачи для подачи эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга во фракционирующую систему для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга;
третью реакционную систему гидрокрекинга для контактирования водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов во второй части в дистиллятные углеводороды;
систему сепарации для фракционирования эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга для извлечения двух или более углеводородных фракций.
16. Система по п.15, дополнительно включающая по меньшей мере одну систему из систем: замедленного коксования, коксования в текучей среде, легкого крекинга, парового крекинга и флюид-каталитического крекинга для производства второго потока газойля.
17. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,10 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
18. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,65 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
19. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее 0,8 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем около 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
20. Система по п.15, в которой система сепарации для фракционирования эффлюента из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга содержит:
парожидкостной сепаратор для разделения первой и второй реакционных систем гидрокрекинга на паровую и жидкую фракции;
фракционирующую систему для разделения жидкой фракции на одну или более углеводородных фракций, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды;
21. Система по п.20, дополнительно включающая одну или более поточные линии для возврата по меньшей мере части паровой фракции в одну или более из числа первой реакционной системы гидрокрекинга, второй реакционной системы гидрокрекинга, третьей реакционной системы гидрокрекинга и системы гидрообработки дистиллята.
22. Система по п.15, в которой сепарационная система фракционирования эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга совмещена с сепарационной системой, разделяющей эффлюенты из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга.
23. Система по п.15, дополнительно включающая:
установку гидроочистки дизтоплива для гидрообработки углеводородного сырья; питающий трубопровод подачи эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива в систему сепарации на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с третьей реакционной системы гидрокрекинга.
24. Система по п.15, в которой сепарационная система для фракционирования эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга выполнена с возможностью фракционирования эффлюента на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
25. Система по п.24, дополнительно включающая трубопровод для подачи по меньшей мере части фракции базового масла во вторую реакционную систему гидрокрекинга.
26. Система по п.15, дополнительно включающая операционную систему, настроенную на: работу в режиме, когда в первой реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 30% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 40% конверсии и наиболее предпочтительно по меньшей мере 50% конверсии;
работу в режиме, когда во второй реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 45% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 55% конверсии и наиболее предпочтительно по меньшей мере 70% конверсии; и
работу в режиме, когда в третьей реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 50% конверсии, более предпочтительно по меньшей мере 60% конверсии и наиболее предпочтительно по меньшей мере 70% конверсии,
причем под конверсией подразумевают гидрокрекинг углеводородного сырья, кипящего выше температуры около 650F в углеводороды, кипящие при температуре ниже около 650F(343,3 °С), обе температуры определяются методом ASTM D1160 или эквивалентным дистилляционным методом.
27. Система по п.26, в которой операционная система выполнена с возможностью поддержания:
интенсивности реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 35000°F-Bara-Hr(1865 С°-MПа-ч), но не более чем около 225000°F-Bara-Hr(12015 С°-MПа-ч);
интенсивности реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 25000°F-Bara-Hr(1330 С°-MПа-ч), но не более чем около 110000°F-Bara-Hr(5875 С°-Mпа-ч);
интенсивности реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 50000°F-Bara-Hr(2665 С°-MПа-ч), но не более чем около 235000°F-Bara-Hr(12550 С°-MПа-ч),
причем интенсивность реакции определяют как отношение произведения средней температуры катализатора, загруженного в реакторы реакционной системы гидрокрекинга в градусах и среднего парциального давления водорода в реакционной системе в абсолютных барах к часовой объемной скорости жидкости в названных реакторах гидрокрекинга.
28. Способ по п.1, в котором реакционная система гидрокрекинга работает при температуре в интервале от примерно 710 F до примерно 750 F;
вторая реакционная система гидрокрекинга работает при температуре в интервале от примерно 650 F до примерно 690 F; и
третья реакционная система гидрокрекинга работает при температуре в интервале от примерно 710 F до примерно 760 F.
29. Способ по п.28, в котором первая реакционная система гидрокрекинга работает при часовой объёмной скорости жидкости в диапазоне от примерно 0,5 ч-1 до примерно 0,8 ч-1;
вторая реакционная система гидрокрекинга работает при часовой объёмной скорости жидкости в диапазоне от примерно 1 ч-1 до примерно 1,5 ч-1; и
третья реакционная система гидрокрекинга работает при часовой объёмной скорости жидкости в диапазоне от примерно 0,5ч-1 до примерно 0,9 ч-1.
30. Способ по п.1, в котором вторая реакционная система гидрокрекинга работает при более низкой интенсивности, чем первая и третья реакционные системы гидрокрекинга.
RU2015143892A 2013-03-15 2014-02-12 Гидрообработка продуктов термического крекинга RU2640419C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361794859P 2013-03-15 2013-03-15
US61/794,859 2013-03-15
PCT/US2014/015907 WO2014149247A1 (en) 2013-03-15 2014-02-12 Hydroprocessing thermally cracked products

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015143892A RU2015143892A (ru) 2017-04-28
RU2640419C2 true RU2640419C2 (ru) 2018-01-09

Family

ID=51522706

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015143892A RU2640419C2 (ru) 2013-03-15 2014-02-12 Гидрообработка продуктов термического крекинга

Country Status (5)

Country Link
US (2) US9631150B2 (ru)
CN (1) CN105073956B (ru)
RU (1) RU2640419C2 (ru)
TW (1) TWI571508B (ru)
WO (1) WO2014149247A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FI127519B (en) * 2015-12-31 2018-08-15 Neste Oyj Process for producing high octane fuel component from renewable raw material
FR3067717B1 (fr) * 2017-06-16 2020-11-13 Ifp Energies Now Procede integre d'hydrocraquage deux etapes et d'un procede d'hydrotraitement
US12066800B2 (en) 2018-01-30 2024-08-20 Imubit Israel Ltd. Control system with optimization of neural network predictor
US12045022B2 (en) 2018-01-30 2024-07-23 Imubit Israel Ltd. Predictive control systems and methods with offline gains learning and online control
US11993751B2 (en) 2018-01-30 2024-05-28 Imubit Israel Ltd. Predictive control systems and methods with fluid catalytic cracking volume gain optimization
US11494651B2 (en) 2018-01-30 2022-11-08 Imubit Israel Ltd Systems and methods for optimizing refinery coker process
US10968405B2 (en) * 2018-08-07 2021-04-06 Chevron U.S.A. Inc. Catalytic remedy for advanced UCO bleed reduction in recycle hydrocracking operations
FI20196039A1 (en) 2019-11-29 2021-05-30 Neste Oyj Method of making a jet fuel component
US20220219097A1 (en) * 2021-01-11 2022-07-14 Uop Llc Process and apparatus for heating stream from a separation vessel
US11859142B2 (en) * 2021-04-30 2024-01-02 Uop Llc Hydrocracking process for maximization of naphtha
WO2022235314A1 (en) * 2021-05-05 2022-11-10 Imubit Israel Ltd. Predictive control systems and methods with fluid catalytic cracking volume gain optimization

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4404088A (en) * 1981-10-02 1983-09-13 Chevron Research Company Three-stage hydrocracking process
RU1772134C (ru) * 1991-01-02 1992-10-30 Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова Способ каталитической переработки газойлевых фракций
US5904835A (en) * 1996-12-23 1999-05-18 Uop Llc Dual feed reactor hydrocracking process
US6113775A (en) * 1997-12-05 2000-09-05 Uop Llc Split end hydrocracking process
US6787025B2 (en) * 2001-12-17 2004-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range
US20040173503A1 (en) * 2002-04-05 2004-09-09 Steven Stupin Combined hydrotreating process and configurations for same

Family Cites Families (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4011154A (en) 1973-03-26 1977-03-08 Chevron Research Company Production of lubricating oils
US4170544A (en) 1978-06-12 1979-10-09 Chevron Research Company Hydrocracking process including upgrading of bottoms fraction of the product
US4162962A (en) 1978-09-25 1979-07-31 Chevron Research Company Sequential hydrocracking and hydrogenating process for lube oil production
US4213845A (en) 1978-12-13 1980-07-22 Chevron Research Company Lube oil blend process and composition
US4347121A (en) 1980-10-09 1982-08-31 Chevron Research Company Production of lubricating oils
US4325805A (en) 1980-12-18 1982-04-20 Chevron Research Company Lubricating oil stabilization
US4604187A (en) * 1981-12-04 1986-08-05 Union Oil Company Of California Hydrocracking with rare earth-containing Y zeolite compositions
US4430203A (en) 1982-02-05 1984-02-07 Chevron Research Company Hydrotreating or hydrocracking process
US4559129A (en) 1984-08-27 1985-12-17 Chevron Research Company Red mud as a first-stage catalyst in a two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
US4761220A (en) 1984-10-31 1988-08-02 Chevron Research Company Hydroprocessing catalyst fines as a first-stage catalyst in a two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
US4921594A (en) 1985-06-28 1990-05-01 Chevron Research Company Production of low pour point lubricating oils
US4627908A (en) 1985-10-24 1986-12-09 Chevron Research Company Process for stabilizing lube base stocks derived from bright stock
US4608151A (en) 1985-12-06 1986-08-26 Chevron Research Company Process for producing high quality, high molecular weight microcrystalline wax derived from undewaxed bright stock
US4657661A (en) 1985-12-11 1987-04-14 Chevron Research Company Process for improving the storage stability and bulk oxidation stability of lube base stocks derived from bright stock
US4747932A (en) 1986-04-10 1988-05-31 Chevron Research Company Three-step catalytic dewaxing and hydrofinishing
US4859312A (en) 1987-01-12 1989-08-22 Chevron Research Company Process for making middle distillates using a silicoaluminophosphate molecular sieve
US5139647A (en) 1989-08-14 1992-08-18 Chevron Research And Technology Company Process for preparing low pour middle distillates and lube oil using a catalyst containing a silicoaluminophosphate molecular sieve
US5232577A (en) 1990-08-14 1993-08-03 Chevron Research And Technology Company Hydrocracking process with polycyclic aromatic dimer removal
US5439860A (en) 1992-04-16 1995-08-08 Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. Catalyst system for combined hydrotreating and hydrocracking and a process for upgrading hydrocarbonaceous feedstocks
US6569313B1 (en) * 1995-12-22 2003-05-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated lubricant upgrading process
CA2260240A1 (en) 1996-07-15 1998-01-22 James N. Ziemer Sulfur resistant hydroconversion catalyst and hydroprocessing of sulfur-containing lube feedstock
DE19649056A1 (de) 1996-11-27 1998-05-28 Basf Ag Polymerisierbare Oligomesogene
US6179995B1 (en) 1998-03-14 2001-01-30 Chevron U.S.A. Inc. Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply
US6096190A (en) 1998-03-14 2000-08-01 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking/hydrotreating process without intermediate product removal
US6224747B1 (en) 1998-03-14 2001-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking and hydrotreating
US6200462B1 (en) 1998-04-28 2001-03-13 Chevron U.S.A. Inc. Process for reverse gas flow in hydroprocessing reactor systems
US6187725B1 (en) 1998-10-15 2001-02-13 Chevron U.S.A. Inc. Process for making an automatic transmission fluid composition
US6630066B2 (en) 1999-01-08 2003-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams
US6337010B1 (en) 1999-08-02 2002-01-08 Chevron U.S.A. Inc. Process scheme for producing lubricating base oil with low pressure dewaxing and high pressure hydrofinishing
US6841062B2 (en) 2001-06-28 2005-01-11 Chevron U.S.A. Inc. Crude oil desulfurization
US6623624B2 (en) 2001-09-10 2003-09-23 Chevron U.S.A. Inc. Process for preparation of fuels and lubes in a single integrated hydrocracking system
US20050006280A1 (en) 2001-10-25 2005-01-13 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones
US6783660B2 (en) 2001-10-25 2004-08-31 Chevron U.S.A. Inc. Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones
US20090095654A1 (en) 2001-10-25 2009-04-16 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones
US6702935B2 (en) 2001-12-19 2004-03-09 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation
US20030221990A1 (en) 2002-06-04 2003-12-04 Yoon H. Alex Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20090045100A1 (en) 2002-06-04 2009-02-19 Chevron U.S.A. Inc. Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20050051463A1 (en) 2003-09-09 2005-03-10 Chevron U.S.A. Inc. Production of high quality lubricant bright stock
US7238277B2 (en) 2004-12-16 2007-07-03 Chevron U.S.A. Inc. High conversion hydroprocessing
US7427349B2 (en) 2004-12-16 2008-09-23 Chevron U.S.A. Inc. Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process
US7531082B2 (en) 2005-03-03 2009-05-12 Chevron U.S.A. Inc. High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones
US8980081B2 (en) 2007-10-22 2015-03-17 Chevron U.S.A. Inc. Method of making high energy distillate fuels
CA2709070C (en) 2007-12-21 2019-06-04 Chevron U.S.A. Inc. A method of making high energy distillate fuels
US20090159493A1 (en) 2007-12-21 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Targeted hydrogenation hydrocracking
WO2010039296A1 (en) 2008-10-01 2010-04-08 Chevron U.S.A. Inc. A 170 neutral base oil with improved properties
US8518239B2 (en) 2008-10-03 2013-08-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking catalyst and process using a magnesium aluminosilicate clay
US20100200459A1 (en) 2009-02-10 2010-08-12 Chevron U.S.A. Inc. Selective staging hydrocracking
US8343334B2 (en) * 2009-10-06 2013-01-01 Saudi Arabian Oil Company Pressure cascaded two-stage hydrocracking unit
US20120024752A1 (en) 2010-07-28 2012-02-02 Chevron U.S.A. Inc. Multi-Stage Hydroprocessing for the Production of High Octane Naphtha

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4404088A (en) * 1981-10-02 1983-09-13 Chevron Research Company Three-stage hydrocracking process
RU1772134C (ru) * 1991-01-02 1992-10-30 Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова Способ каталитической переработки газойлевых фракций
US5904835A (en) * 1996-12-23 1999-05-18 Uop Llc Dual feed reactor hydrocracking process
US6113775A (en) * 1997-12-05 2000-09-05 Uop Llc Split end hydrocracking process
US6787025B2 (en) * 2001-12-17 2004-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range
US20040173503A1 (en) * 2002-04-05 2004-09-09 Steven Stupin Combined hydrotreating process and configurations for same

Also Published As

Publication number Publication date
CN105073956B (zh) 2017-10-20
US20170183573A1 (en) 2017-06-29
US20140262942A1 (en) 2014-09-18
CN105073956A (zh) 2015-11-18
TWI571508B (zh) 2017-02-21
TW201443218A (zh) 2014-11-16
RU2015143892A (ru) 2017-04-28
US10385283B2 (en) 2019-08-20
WO2014149247A1 (en) 2014-09-25
US9631150B2 (en) 2017-04-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2640419C2 (ru) Гидрообработка продуктов термического крекинга
US7938952B2 (en) Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
CN112143522B (zh) 一种生产化工料的加氢方法和系统
CA2516562C (en) Process and installation including solvent deasphalting and ebullated-bed processing
CA2881233C (en) Method for the conversion of asphaltenes to light fractions
US6726832B1 (en) Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds
KR101351147B1 (ko) 멀티스테이지 리지드 하이드로크랙킹
RU2673803C1 (ru) Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка
US11208602B2 (en) Process for converting a feedstock containing pyrolysis oil
CN104388117A (zh) 一种重油加氢裂化生产高品质燃料油的方法
WO2018122274A1 (en) Process for producing middle distillates
MX2014011112A (es) Integracion de la desafaltizacion con disolvente con hidroprocesamiento de resina y con coquizacion retardada.
US20110198265A1 (en) Innovative heavy crude conversion/upgrading process configuration
US11118122B2 (en) Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing
CN105713662A (zh) 一种加氢处理与催化裂化的组合工艺
CN109988643B (zh) 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合工艺
CN105505462A (zh) 重油催化裂化方法和装置
CN110776953B (zh) 包括固定床加氢处理、两次脱沥青操作和沥青的加氢裂化的用于处理重质烃原料的方法
CN109988625B (zh) 一种加氢精制和加氢裂化组合工艺
RU2718540C1 (ru) Гибкая гидропереработка продуктов гидрокрекинга со взвешенным слоем
CN111100709A (zh) 一种采用劣质lco生产高价值化工产品的方法
CN111088072A (zh) 一种降低重石脑油溴指数与增加航煤烟点的加氢裂化方法
CN105419868A (zh) 重油催化裂化方法和装置
CN114058404A (zh) 具有若干个加氢转化阶段、并入脱沥青步骤的转化渣油加氢的方法
TW201912772A (zh) 一種低品質油的改質方法和改質系統