RU2671816C1 - Installation for hydroprocessing of residual oil fractions - Google Patents
Installation for hydroprocessing of residual oil fractions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2671816C1 RU2671816C1 RU2018123443A RU2018123443A RU2671816C1 RU 2671816 C1 RU2671816 C1 RU 2671816C1 RU 2018123443 A RU2018123443 A RU 2018123443A RU 2018123443 A RU2018123443 A RU 2018123443A RU 2671816 C1 RU2671816 C1 RU 2671816C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lines
- hydrogen
- supply
- line
- gas
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 55
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 41
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 41
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000002638 heterogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 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
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
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
Description
Изобретение относится к гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to the hydroconversion of heavy hydrocarbons carried out in the presence of a dispersion of a catalyst and may find application in the refining industry.
Известен способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков [RU 2400525, опубл. 27.09.2010 г., МПК C10G 49/04], который осуществляют 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.A known method for the hydrogenation processing of heavy oil residues [RU 2400525, publ. 09/27/2010, IPC C10G 49/04], which is carried out in a plant that includes a unit for producing a raw mixture of raw materials (asphaltites, vacuum and atmospheric residues from oil distillation, heavy residues from thermocatalytic processes), a modifier, an aqueous solution of a catalyst precursor and surface-active substances, a hydrogenation (hydroconversion) unit and a fractionation unit of the hydroconversion product to obtain distillate fractions boiling at temperatures up to 520 ° C and a vacuum residue partially returned to the raw material production unit .
Недостатком известной установки являются низкий выход светлых фракций из-за выведения в составе продуктовых дистиллятных фракций тяжелого газойля, составляющего примерно 30-35% от суммы дистиллятного продукта.A disadvantage of the known installation is the low yield of light fractions due to the removal of heavy gas oil in the composition of the product distillate fractions, which is approximately 30-35% of the total distillate product.
Наиболее близка к заявляемому изобретению установка гидроконверсии тяжелого сырья [С. Хаджиев, X. Кадиев. Будущее глубокой переработки нефти: сделано в России. The Chemical Journal. №9, 2009 г., с. 34-37 (http://tci.ru/wp-content/uploads/2013/12/2009_9_34-37.pdf)], включающая блок получения сырьевой смеси, состоящий из емкостных смесителей, оснащенный линиями ввода сырья, циркулирующего вакуумного остатка в качестве рисайкла, модификатора и прекурсора катализатора, соединенный линией подачи сырьевой смеси, к которой примыкает линия подачи водородсодержащего газа, с нагревательно-реакционным блоком, состоящим из печи и реактора, оснащенного линиями подачи водородсодержащего газа в качестве квенча, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, включающим сепараторы, атмосферную и вакуумную колонны, оснащенным линиями вывода бензиновой и дизельной фракций, тяжелого (вакуумного) газойля и вакуумного остатка, соединенным линиями подачи газов с блоком очистки газов, который оснащен линиями вывода углеводородного газа и подачи водородсодержащего газа, кроме того, линия вывода вакуумного остатка разделена на линию подачи циркулирующего и линию вывода балансового вакуумных остатков, на которой размещен блок газификации и регенерации катализатора.Closest to the claimed invention, the installation of hydroconversion of heavy raw materials [C. Khadzhiev, X. Kadiev. The future of deep oil refining: made in Russia. The Chemical Journal. No. 9, 2009, p. 34-37 (http://tci.ru/wp-content/uploads/2013/12/2009_9_34-37.pdf)], including a block for the production of the raw mix, consisting of capacitive mixers, equipped with lines for introducing raw materials, circulating vacuum residue in as a risicle, a modifier and a catalyst precursor, connected by a feed line of a raw material mixture adjacent to a supply line of a hydrogen-containing gas, to a heating-reaction unit consisting of a furnace and a reactor equipped with supply lines of a hydrogen-containing gas as quench, which is connected by a supply line of hydroconversion products to bl fractionation unit, including separators, atmospheric and vacuum columns, equipped with lines for withdrawing gasoline and diesel fractions, heavy (vacuum) gas oil and vacuum residue, connected by gas supply lines to a gas purification unit, which is equipped with hydrocarbon gas and hydrogen containing gas supply lines, in addition , the vacuum residue withdrawal line is divided into a circulating supply line and a balance vacuum residue withdrawal line, on which the gasification and catalyst regeneration unit is located.
Недостатками данной установки являются низкий выход светлых фракций из-за оснащения блока фракционирования линией вывода вакуумного газойля, что соответственно снижает выход светлых фракций, а также низкое качество последних из-за содержания около 20% непредельных углеводородов. Кроме того, циркуляция водородсодержащего газа в объеме, многократно превышающем химическое потребление, приводит к большому энергопотреблению.The disadvantages of this installation are the low yield of light fractions due to the equipping of the fractionation unit with a vacuum gas oil outlet line, which accordingly reduces the yield of light fractions, as well as the low quality of the latter due to the content of about 20% unsaturated hydrocarbons. In addition, the circulation of hydrogen-containing gas in a volume many times higher than chemical consumption leads to high energy consumption.
Задача изобретения - повышение выхода и качества светлых фракций, снижение энергозатрат.The objective of the invention is to increase the yield and quality of light fractions, reducing energy consumption.
Техническим результатом является повышение выхода светлых фракций путем оснащения установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла и линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линиями подачи сырья и водорода. Повышение качества светлых фракций достигается размещением на линиях их вывода блока гидрирования, оснащенного линией подачи водородсодержащего газа. Снижение энергозатрат достигается соединением линии подачи мазута и/или линии подачи вакуумного газойля в качестве рисайкла с линиями подачи водорода в реактор в качестве квенча, а также исключением циркуляции водорода.The technical result is to increase the yield of light fractions by equipping the installation with a catalyst precursor emulsion producing unit equipped with fuel oil and vacuum gas oil supply lines as a risicle and a catalyst precursor emulsion supply line that is connected to the feed lines of hydrogen and raw material. Improving the quality of light fractions is achieved by placing a hydrogenation unit equipped with a hydrogen-containing gas supply line on their output lines. Reducing energy costs is achieved by connecting the fuel oil supply line and / or the vacuum gas oil supply line as a risicle with the hydrogen supply lines to the reactor as quench, and also by eliminating hydrogen circulation.
Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей нагревательно-реакционный блок с линией подачи сырьевой смеси, к которой примыкает линия подачи части водородсодержащего газа, и реактором, оснащенным линиями подачи другой части водородсодержащего газа в качестве квенча, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода бензиновой, дизельной фракций и вакуумного остатка, соединенным линиями подачи газов с блоком их очистки, оснащенным линиями вывода углеводородного и водородсодержащего газов, особенностью является то, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора с линиями ввода водного раствора прекурсора катализатора, 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, в качестве линий подачи водородсодержащего газа расположены линии подачи водорода, при этом линии подачи водорода в реактор в качестве квенча соединены с линиями подачи мазута и/или вакуумного газойля в качестве рисайкла, а линия вывода водородсодержащего газа соединена с блоком гидрирования, размещенным на линиях вывода бензиновой и дизельной фракций и оснащенным линиями вывода гидрированных углеводородных фракций.The specified technical result is achieved by the fact that in the proposed installation, which includes a heating-reaction unit with a feed line for the raw material mixture, adjacent to the feed line of a part of the hydrogen-containing gas, and a reactor equipped with feed lines of another part of the hydrogen-containing gas as a quench, which is connected by a feed line of products hydroconversion with fractionation unit equipped with gasoline, diesel fractions and vacuum residue withdrawal lines connected by gas supply lines with their purification unit, equipped with discharge lines of hydrocarbon and hydrogen-containing gases, the feature is that the installation is equipped with a catalyst precursor emulsion producing unit with catalyst precursor aqueous solution input lines, fuel oil supply and vacuum gas oil as a risicle connected to the heating-reaction unit by the catalyst precursor emulsion supply line, which is connected with a supply line of raw materials, forming a supply line of the raw material mixture, hydrogen supply lines are arranged as supply lines of hydrogen-containing gas, at is hydrogen feed line to the reactor as quench lines are connected to supply fuel oil and / or vacuum gas oil as Recycle and hydrogen-gas outlet line is connected to a hydrogenation unit placed on the output lines of the gasoline and diesel fractions, and equipped with output lines of the hydrogenated hydrocarbon fraction.
На линии вывода вакуумного остатка может быть размещен блок его переработки с получением металлов и/или прекурсора катализатора и/или дополнительного количества дистиллятных фракций, а также тепла и/или электроэнергии. При необходимости линии подачи мазута и/или вакуумного остатка могут быть соединены с линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, часть вакуумного газойля может быть выведена в качестве товарного продукта, а к линии подачи сырья может примыкать линия подачи модификатора, например, вторичной дистиллятной фракции. Кроме того, линия подачи водорода может быть соединена с линией вывода водородсодержащего газа.A processing unit may be placed on the withdrawal line of the vacuum residue to produce metals and / or a catalyst precursor and / or an additional amount of distillate fractions, as well as heat and / or electricity. If necessary, the fuel oil and / or vacuum residue supply lines can be connected to the catalyst precursor emulsion supply line, part of the vacuum gas oil can be withdrawn as a commercial product, and a feed line of a modifier, for example, a secondary distillate fraction, can be adjacent to the feed line. In addition, a hydrogen supply line may be connected to a hydrogen-containing gas outlet line.
Блок получения эмульсии прекурсора катализатора включает емкостные и поточные смесители. Блок очистки газов может включать, например, установки аминовой очистки и получения серы. Блок гидрирования может быть оснащен реактором с гетерогенным катализатором. В качестве углеводородных фракций могут быть выведены бензиновые, керосиновые и дизельные фракции требуемого фракционного состава. В качестве остальных элементов установка может быть оборудована любыми устройствами соответствующего назначения, известными из уровня техники.The catalyst precursor emulsion production unit includes capacitive and in-line mixers. The gas purification unit may include, for example, amine purification and sulfur production units. The hydrogenation unit may be equipped with a heterogeneous catalyst reactor. As hydrocarbon fractions, gasoline, kerosene and diesel fractions of the desired fractional composition can be removed. As the remaining elements, the installation can be equipped with any devices of the corresponding purpose, known from the prior art.
Оборудование установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора с линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла позволяет увеличить светлых фракций за исключения вывода вакуумного газойля в качестве товарного продукта. Расположение линий подачи водорода в качестве линий подачи водородсодержащего газа исключает циркуляцию последнего и снижает энергозатраты, а соединение линий подачи мазута и/или вакуумного газойля с линиями подачи водородсодержащего газа в реактор, с получением потоков квенча с большой массой и теплоемкостью, позволяет уменьшить подачу водорода. Размещение на линиях вывода бензиновой и дизельной фракций блока гидрирования, соединенного с линией вывода водородсодержащего газа, позволяет использовать избыточное количество водорода, подаваемого в реактор, для получения гидрированных бензиновой и дизельной фракций, не содержащих непредельных углеводородов, то есть повысить их качество.The equipment of the installation with a catalyst precursor emulsion producing unit with fuel oil and vacuum gas oil supply lines as risicle allows to increase light fractions with the exception of the withdrawal of vacuum gas oil as a commercial product. The location of the hydrogen supply lines as the hydrogen-containing gas supply lines eliminates the circulation of the latter and reduces energy consumption, and the connection of the fuel oil and / or vacuum gas oil supply lines with the hydrogen-containing gas supply lines to the reactor to produce quench streams with a large mass and heat capacity allows to reduce the hydrogen supply. Placing a hydrogenation block connected to the hydrogen-containing gas withdrawal line on the output lines of gasoline and diesel fractions makes it possible to use an excess amount of hydrogen supplied to the reactor to produce hydrogenated gasoline and diesel fractions that do not contain unsaturated hydrocarbons, i.e., improve their quality.
Установка включает блок получения эмульсии прекурсора катализатора 1, нагревательно-реакционный блок 2 (условно показан только реактор), а также блоки фракционирования 3, очистки газов 4 и гидрирования 5.The installation includes a block for producing an emulsion of a catalyst precursor 1, a heating-reaction block 2 (only a reactor is conventionally shown), as well as
При работе установки (показана на чертеже) в блок 1 подают прекурсор катализатора по линии 6, мазут по линии 7 и вакуумный газойль по линии 8, полученную эмульсию выводят по линии 9, смешивают с сырьем, подаваемым по линии 10, и частью водорода, подаваемого по линии 11, и направляют в блок 2, в который по линиям 12 в качестве квенча подают также смесь водорода с мазутом и/или вакуумным газойлем, подаваемым из линий 7 и 8, соответственно. Из блока 2 по линии 13 выводят продукты гидроконверсии, которые разделяют в блоке 3 на газы, подаваемые по линиям 14 в блок 4, бензиновую и дизельную фракции, выводимые в блок 5 по линиям 15 и 16, соответственно, и вакуумный остаток, выводимый на переработку по линии 17, а также мазут и вакуумный газойль, подаваемые в качестве рисайкла в блок 1 по линиям 7 и 8, соответственно. Из блока 4 по линии 18 выводят очищенный углеводородный газ, а по линии 19 водород содержащий газ подают в блок 5, из которого по линиям 20 выводят гидрированные углеводородные фракции. Пунктиром показано возможное соединение линий 7 и 17 с линией 9, вывод части вакуумного газойля из линии 8, а также возможное соединение линий 11 и 19. К линии 10 может примыкать линия подачи модификатора (не показано).During operation of the installation (shown in the drawing), the catalyst precursor is fed to block 1 through
Таким образом, предлагаемая установка позволяет повысить выход светлых фракций, снизить энергозатраты и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the yield of light fractions, reduce energy consumption and may find application in the oil refining industry.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123443A RU2671816C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroprocessing of residual oil fractions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123443A RU2671816C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroprocessing of residual oil fractions |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2671816C1 true RU2671816C1 (en) | 2018-11-07 |
Family
ID=64103395
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123443A RU2671816C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroprocessing of residual oil fractions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2671816C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060054535A1 (en) * | 2004-09-10 | 2006-03-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
| RU2324725C2 (en) * | 2002-04-05 | 2008-05-20 | Энгельхард Корпорейшн | Method of hydroprocessing of hydrocarbon raw stock |
| US20100294701A1 (en) * | 2004-04-28 | 2010-11-25 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Methods for hydrocracking a heavy oil feedstock using an in situ colloidal or molecular catalyst and recycling the colloidal or molecular catalyst |
| EP2272938B9 (en) * | 2004-04-28 | 2015-12-30 | Headwaters Heavy Oil, LLC | Hydroprocessing method for upgrading heavy hydrocarbon feedstock using a colloidal catalyst |
-
2018
- 2018-06-27 RU RU2018123443A patent/RU2671816C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2324725C2 (en) * | 2002-04-05 | 2008-05-20 | Энгельхард Корпорейшн | Method of hydroprocessing of hydrocarbon raw stock |
| US20100294701A1 (en) * | 2004-04-28 | 2010-11-25 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Methods for hydrocracking a heavy oil feedstock using an in situ colloidal or molecular catalyst and recycling the colloidal or molecular catalyst |
| US8431016B2 (en) * | 2004-04-28 | 2013-04-30 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Methods for hydrocracking a heavy oil feedstock using an in situ colloidal or molecular catalyst and recycling the colloidal or molecular catalyst |
| EP2272938B9 (en) * | 2004-04-28 | 2015-12-30 | Headwaters Heavy Oil, LLC | Hydroprocessing method for upgrading heavy hydrocarbon feedstock using a colloidal catalyst |
| US20060054535A1 (en) * | 2004-09-10 | 2006-03-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6726832B1 (en) | Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds | |
| US6454932B1 (en) | Multiple stage ebullating bed hydrocracking with interstage stripping and separating | |
| CN1876767B (en) | Coal tar hydrocracking method | |
| EA013731B1 (en) | Process for hydroconversion of heavy oils | |
| KR20100107457A (en) | Process for upgrading heavy and highly waxy crude oil without supply of hydrogen | |
| TW201516138A (en) | Process for producing marine fuels with low sulphur content from a hydrocarbon-containing cut originating from catalytic cracking of the HCO or slurry type, and employing a hydrotreating stage | |
| CN105462610B (en) | A kind of anthracene oil hydrogenation method | |
| KR20230075429A (en) | How to Produce Renewable Fuel | |
| WO2018219150A1 (en) | Whole-plant technological process adopting all-round bed hydrogenation process | |
| JP5349475B2 (en) | Method for producing high-grade lubricating base oil feedstock from coker gas oil | |
| RU2671816C1 (en) | Installation for hydroprocessing of residual oil fractions | |
| RU2671817C1 (en) | Installation for hydroconversion of residual oil fractions | |
| RU2758360C2 (en) | Installation for hydraulic processing of oil residues | |
| CN100419046C (en) | Process for treating crude oil | |
| CN109266390B (en) | Method for increasing yield of aviation kerosene through hydrocracking | |
| CN111484876B (en) | Method for producing aromatic hydrocarbon and high-quality gasoline from poor-quality catalytic cracking diesel oil | |
| CN116328663A (en) | Slurry bed reactor, poor-quality oil slurry bed hydrocracking system and method | |
| WO2022144491A1 (en) | Method for processing liquefied waste polymers | |
| RU2671813C1 (en) | Installation of oil residues hydroconversion (options) | |
| RU2670435C1 (en) | Installation for hydroconversion of heavy oil stock | |
| RU2819187C1 (en) | Viscosity breaking unit | |
| CN1382766A (en) | Process for viscosity breaking of deoiled asphalt | |
| RU2699807C2 (en) | Installation for slow thermal conversion of fuel oil | |
| JP2001055585A (en) | Treatment of petroleum and treating system thereof | |
| EA035129B1 (en) | Method and system for external processing of flash zone gas oil from a delayed coking process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210708 |