RU2670435C1 - Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья - Google Patents
Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670435C1 RU2670435C1 RU2018123445A RU2018123445A RU2670435C1 RU 2670435 C1 RU2670435 C1 RU 2670435C1 RU 2018123445 A RU2018123445 A RU 2018123445A RU 2018123445 A RU2018123445 A RU 2018123445A RU 2670435 C1 RU2670435 C1 RU 2670435C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- line
- gas
- hydroconversion
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 title abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLTNJGDECJATET-RIVJSTIKSA-N [(8r,9s,10r,13s,14s,17s)-10,13-dimethyl-3-oxo-1,2,6,7,8,9,11,12,14,15,16,17-dodecahydrocyclopenta[a]phenanthren-17-yl] 4-methylpentanoate;[(8r,9s,10r,13s,14s,17s)-10,13-dimethyl-3-oxo-1,2,6,7,8,9,11,12,14,15,16,17-dodecahydrocyclopenta[a]phenanthren-17-yl Chemical compound C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H](OC(=O)CC)[C@@]1(C)CC2.C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H](OC(=O)CCC(C)C)[C@@]1(C)CC2.C([C@]1(C2CC[C@@H]1O)C)CC(C1=CC=3)C2CCC1=CC=3OC(=O)C1=CC=CC=C1.O([C@H]1CCC2C3C(C4=CC=C(O)C=C4CC3)CC[C@@]21C)C(=O)CCC1=CC=CC=C1.O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(CCC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C(=O)CCC1=CC=CC=C1 SLTNJGDECJATET-RIVJSTIKSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000006253 pitch coke Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- 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
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
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 гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора, и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности. Предложена установка, включающая блок получения эмульсии прекурсора катализатора, нагревательно-реакционный блок, а также блоки фракционирования, очистки газов, пекования или замедленного коксования. При работе установки в блок получения эмульсии подают водный раствор прекурсора катализатора, мазут и вакуумный газойль. Полученную эмульсию после смешения с сырьем подают в нагревательно-реакционный блок совместно с водородсодержащим газом, а из блока выводят продукты гидроконверсии, которые разделяют в блоке фракционирования на газы, направляемые в блок очистки газов, бензиновую и дизельную фракции, выводимые в качестве продуктов, мазут и вакуумный газойль, подаваемые в качестве рисайкла в блок получения эмульсии, и вакуумный остаток, подаваемый в блок пекования или замедленного коксования, из которого в блок фракционирования возвращают дистиллятные продукты переработки и выводят остаток. Из блока очистки газов выводят очищенный углеводородный газ и водородсодержащий газ. Технический результат - повышение выхода светлых фракций. 1 ил.
Description
Изобретение относится к гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.
Известен способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков [RU 2400525, опубл. 27.09.2010 г., МПК C10G 49/04], осуществляемый на установке, включающей блок получения сырьевой смеси сырья (асфальтитов, вакуумных и атмосферных остатков перегонки нефти, тяжелых остатков термокаталитических процессов), модификатора, водного раствора прекурсора катализатора и поверхностно-активного вещества, блок гидрогенизации (гидроконверсии) и блок фракционирования продукта гидроконверсии с получением дистиллятных фракций, выкипающих при температурах до 520°С и вакуумного остатка, частично возвращаемого в блок получения сырьевой смеси.
Недостатком известной установки являются низкий выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, из-за получения в составе дистиллятных фракций тяжелого газойля, выкипающего при температурах 360-520°С и составляющего примерно 30-35% от суммы дистиллятных фракций, а также из-за вывода части остатка, содержащего большое количество углеводородов.
Наиболее близок к заявляемому изобретению способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти [RU 2614140, опубл. 23.03.2017 г., МПК C10G 47/26], осуществляемый на установке, включающей блок подготовки сырья (сырьевой смеси) из сырья (тяжелой части матричной нефти с температурой кипения выше 350°С), рисайкла и водного раствора прекурсора молибденсодержащего катализатора, который соединен линией подачи сырьевой смеси с нагревательно-реакционным блоком, оснащенным линией подачи водородсодержащего газа, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, состоящим из блоков (секций) сепарации, атмосферной и вакуумной дистилляции, и оснащенным линиями подачи углеводородных газов в блок очистки газов, вывода бензиновой, дизельной фракций и вакуумного газойля в качестве продуктов, подачи части остатка сепарации продуктов гидроконверсии с температурой кипения выше 250°С в качестве рисайкла, а также линией вывода вакуумного остатка, которая может быть соединена с линией подачи рисайкла, при этом блок очистки газов оснащен линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа.
Описанный способ с применением данной установки технически на осуществим, поскольку блок очистки газов не оснащен линией вывода жидкой части светлых фракций с температурой кипения до 250°С, подаваемых из секции сепарации.
Кроме того, недостатком данной установки является низкий выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, из-за соединения блока фракционирования с блоком подготовки сырьевой смеси линией подачи части остатка сепарации продуктов гидроконверсии с температурой кипения выше 250°С в качестве рисайкла. Это имеет следствием подачу в составе рисайкла на повторную гидроконверсию части уже полученных светлых фракций с интервалом выкипания 250-360°С и приводит к повышению выхода газа. Выход светлых фракций также снижает оснащение блока фракционирования линией вывода вакуумного газойля в качестве продукта и линией вывода части остатка, который содержит углеводороды, которые потенциально могут быть превращены в светлые фракции.
Задача изобретения - повышение выхода светлых фракций.
Техническим результатом является повышение выхода светлых фракций за счет оснащения установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, соединенным с блоком фракционирования линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла, а с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, что позволяет уменьшить или исключить вывод вакуумного газойля в качестве товарного продукта, а также исключить подачу фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидроконверсию. Кроме того, повышение выхода светлых достигается расположением на линии вывода вакуумного остатка блока пекования или замедленного коксования, соединенного с блоком фракционирования линией подачи дистиллятных продуктов переработки.
Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи сырьевой смеси и водородсодержащего газа, соединенный линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линией подачи газов в блок их очистки с линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, а также линиями вывода бензиновой и дизельной фракций в качестве продуктов, линией подачи рисайкла и линией вывода вакуумного остатка, особенностью является то, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла, соединенным с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, образуя линию подачи сырьевой смеси, при этом на линии вывода вакуумного остатка расположен блок пекования или замедленного коксования, соединенный с блоком фракционирования линией подачи дистиллятных продуктов переработки и оснащенный линией вывода остатка.
При необходимости регулирования содержания углеводородного компонента в эмульсии или количества подаваемого вакуумного газойля линия подачи мазута или линия подачи вакуумного остатка, соответственно, могут быть соединены с линией подачи эмульсии прекурсора катализатора. При необходимости часть вакуумного газойля может быть выведена в качестве товарного продукта. На линии вывода остатка (пека или нефтяного кокса) может быть расположен блок переработки остатка с оборудованием для его сжигания или газификации и гидрометаллургического извлечения из полученной золы молибдена, никеля, ванадия и других металлов, а к линии подачи сырья может примыкать линия подачи модификатора, например, вторичной дистиллятной фракции.
Блок получения эмульсии прекурсора катализатора включает смесители и диспергаторы емкостного и поточного типа. Нагревательно-реакционный блок может включать подогреватели сырья, водорода и реактор емкостного типа. Блок фракционирования может состоять из емкостных и центробежных сепараторов и ректификационных колонн. Блок очистки газов может включать, например, установки аминовой очистки и получения серы. Блок пекования или замедленного коксования включает нагревательную печь и емкостные реакторы пекования или коксования, соответственно. В качестве остальных элементов установка может быть оборудована любыми устройствами соответствующего назначения, известными из уровня техники.
Оборудование установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла позволяет увеличить светлых продуктов за счет уменьшения или исключения вывода вакуумного газойля в качестве товарного продукта и исключения подачи фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидроконверсию. Расположение на линии вывода вакуумного остатка блока пекования или замедленного коксования также увеличивает выход светлых продуктов за счет получения дополнительного количества дистиллятных продуктов.
Установка включает блок получения эмульсии прекурсора катализатора 1, нагревательно-реакционный блок 2, а также блоки фракционирования 3, очистки газов 4, пекования или замедленного коксования 5.
При работе установки, показанной на чертеже, в блок 1 подают водный раствор прекурсора катализатора по линии 6, мазут по линии 7 и вакуумный газойль по линии 8. Полученную эмульсию по линии 9 подают в блок 2 после смешения с сырьем, подаваемым по линии 10. В блок 2 по линии 11 подают также водородсодержащий газ, а из блока 2 по линии 12 выводят продукты гидроконверсии, которые разделяют в блоке 3 на газы, направляемые по линии 13 на очистку в блок 4, бензиновую и дизельную фракции, выводимые в качестве продуктов по линиям 14 и 15, соответственно, мазут и вакуумный газойль, подаваемые в качестве рисайкла в блок 1 по линиям 7 и 8, и вакуумный остаток, подаваемый по линии 16 в блок 5, из которого в блок 3 по линии 17 возвращают дистиллятные продукты переработки, а по линии 18 выводят остаток. Из блока 4 по линии 19 выводят очищенный углеводородный газ, а по линии 11 - водородсодержащий газ. Линия подачи свежего водорода условно не показана. Пунктиром показано возможное размещение на линии 18 блока 20 для переработки остатка с получением концентратов металлов 21, а также возможное соединение линий 7 и 16 с линией 9 и вывод части вакуумного газойля. К линии 10 может примыкать линия подачи модификатора (не показано).
Таким образом, предлагаемая установка позволяет повысить выход светлых фракций, может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.
Claims (1)
- Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья, включающая нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи сырьевой смеси и водородсодержащего газа, соединенный линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линией подачи газов в блок их очистки с линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, а также линиями вывода бензиновой и дизельной фракций в качестве продуктов, линией подачи рисайкла и линией вывода вакуумного остатка, отличающаяся тем, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла, соединенным с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, образуя линию подачи сырьевой смеси, при этом на линии вывода вакуумного остатка расположен блок пекования или замедленного коксования, соединенный с блоком фракционирования линией подачи дистиллятных продуктов переработки и оснащенный линией вывода остатка.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670435C1 true RU2670435C1 (ru) | 2018-10-23 |
Family
ID=63923481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670435C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (ru) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков |
| RU2614140C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти |
| RU2614755C1 (ru) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ гидроконверсии тяжёлого углеводородного сырья (варианты) |
-
2018
- 2018-06-27 RU RU2018123445A patent/RU2670435C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (ru) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков |
| RU2614755C1 (ru) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ гидроконверсии тяжёлого углеводородного сырья (варианты) |
| RU2614140C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108884395B (zh) | 通过回收和处理重质裂化器残余物来增加烯烃产量的整合方法 | |
| US9630892B2 (en) | Method for converting hydrocarbon feedstocks by means of thermal steam cracking | |
| JP2019528358A (ja) | 供給原料炭化水素を石油化学製品へ転換するためのシステムおよび方法 | |
| TW201516138A (zh) | 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法 | |
| JPS6345438B2 (ru) | ||
| RU2012148117A (ru) | Способ гидроконверсии нефтяных фракций по slurry-технологии, обеспечивающий извлечение металлов катализатора и сырья, включающий стадию коксования | |
| TW201538707A (zh) | 實施選擇性串聯脫瀝青之用於精製包含重烴進料的方法 | |
| CN109111950B (zh) | 全馏分焦油加氢生产液体燃料的方法 | |
| NL2024523B1 (en) | Method for co-processing | |
| RU2670435C1 (ru) | Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья | |
| CN111057582B (zh) | 高硫劣质原料的加工方法及系统 | |
| Jankowski et al. | Upgrading of syncrude from coal | |
| CN100419046C (zh) | 原油的处理方法 | |
| CN114729273B (zh) | 制备航空燃料组分的方法 | |
| RU2671816C1 (ru) | Установка гидропереработки остаточных нефтяных фракций | |
| CN111484876B (zh) | 一种劣质催化裂化柴油生产芳烃和高质量汽油的方法 | |
| WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
| RU2671813C1 (ru) | Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) | |
| RU2671817C1 (ru) | Установка гидроконверсии остаточных нефтяных фракций | |
| RU2758360C2 (ru) | Установка гидропереработки нефтяных остатков | |
| RU2819187C1 (ru) | Установка висбрекинга | |
| RU2407775C2 (ru) | Способ получения котельного топлива | |
| US10913907B2 (en) | Process for conversion of hydrocarbons to maximise distillates | |
| CN115895718B (zh) | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 | |
| US10988697B2 (en) | Process for upgrading heavy hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210708 |